Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen. Temarapport 1e

Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen Temarapport 1e

INNHOLDSLISTE Forord... side 3 Sammendrag... side 4 1 Innledning... side 7 1.1 Organisering av utredningsarbeidet. Rapportstruktur.... side 7 1.2 Formålet med konsekvensutredningen... side 8 1.3 Forholdet til feltspesifikke konsekvensutredninger... side 9 1.4 Oppdatering... side 9 1.5 Geografisk avgrensing av Sleipnerområdet... side 10 2 Oversikt over felt og rørledninger.... side 11 2.1 Oversikt over lisenser, felt og funn... side 12 2.2 Felt i produksjon... side 13 2.2.1 Sleipner Øst... side 13 2.2.2 Sleipner Vest... side 14 2.2.3 Varg... side 15 2.3 Funn under vurdering... side 16 2.3.1 Glitne... side 16 2.3.2 Sigyn... side 16 2.4 Ressurser i tidlig planfase... side 18 2.4.1 Volve... side 18 2.5 Ressurser som kan bli bygd ut på lang sikt, samt prospekter... side 19 2.5.1 Ressurser som kan bli bygd ut på lang sikt... side 19 2.5.2 Ressurser der utbygging er lite sannsynlig... side 19 2.5.3 Prospekter... side 19 2.6 Oversikt over opprinnelige og gjenværende ressurser i Sleipnerområdet... side 21 2.7 Rørledninger... side 23 2.7.1 Eksportrørledninger... side 24 2.7.2 Planlagte rørledninger... side 26 3 Miljøtiltak i Sleipnerområdet... side 27 3.1 Bakgrunn for miljøtiltak... side 27 3.2 Målsettinger for reduksjon av utslipp til luft... side 28 3.3 Målsettinger for utslipp til sjø... side 29 3.4 Tiltak for å redusere utslipp til luft... side 31 3.4.1 Reduksjon av energibehovet, bedre utnyttelse av energien i prosessen.... side 31 3.4.2 Mer effektiv kraftgenerering og kraftdistribusjon... side 32 3.4.3 Optimalisering av prosessen. Redusert behov for fakling... side 32 3.4.4 Rensing og deponering... side 33 3.4.5 Kraft fra land/alternativ kraftforsyning... side 34 3.5 Tiltak for å redusere utslipp til sjø... side 36 3.5.1 Reduksjon ved kilden.... side 36 3.5.2 Forbedring av prosess... side 37 3.5.3 Reinjeksjon i berggrunnen.... side 37 3.5.4 Rensing... side 38 3.6 Prosjekter og programmer for å utrede utslippsreduserende tiltak... side 39 3.6.1 VOC-prosjektet... side 39 3.7 Selskapsspesifikke programmer for å redusere utslipp... side 42 3.7.1 Statoil... side 42

3.7.2 Hydro... side 44 3.8 Feltspesifikke tiltak for å redusere utslipp til luft og sjø... side 46 3.8.1 Felt med egne utslipp... side 48 3.8.2 Framtidige installasjoner med egne utslipp... side 52 3.9 Oppsummering av miljøtiltak i Sleipnerområdet... side 53 4 Utslippsprognoser... side 59 5 Miljøundersøkelser og overvåkingsprogrammer... side 63 5.1 Undersøkelser av havbunn... side 64 5.2 Overvåking av vannsøylen... side 65 5.3 Resultat fra sedimentundersøkelser i Sleipnerområdet... side 66 5.4 Utvikling over tid... side 68 5.5 Hvordan vil resultatene overvåkingsresultatene bli benyttet av oljeselskapene... side 68 5.6 Gjennomføring av framtidige overvåkingsundersøkelser... side 69 5.7 Overvåking av andre miljøressurser... side 69 6 Referanser... side 71 Vedlegg. Oversikt over høringsuttalelser til utredningsprogrammet... side 72

Forord Denne rapporten inngår som en del av Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen (RKU-Nordsjøen). Rapporten er utarbeidet av Statoil. RKU-Nordsjøen består av en rekke temarapporter som dokumenterer konsekvensene av den samlede nåværende og framtidige petroleumsaktiviteten på norsk sokkel sør for 62. breddegrad. En nærmere oversikt over temarapportene er gitt i innledningskapitlet. De enkelte temarapportene kan leses uavhengig av hverandre, og de vil kunne oppdateres hver for seg etter behov. Utarbeidelsen av dokumentasjonen ble igangsatt på henstilling fra Olje- og Energidepartementet (OED) samt etter eget ønske fra de deltakende selskapenes side. De deltakende selskaper har vært: Amoco, BP, Conoco, Esso, Hydro, Mobil, Phillips, Saga, Shell og Statoil. Utredningsarbeidet har vært organisert med en ressursgruppe bestående av alle de deltakende selskapene og flere arbeidsgrupper innenfor ulike deler av utredningsarbeidet. I samsvar med de generelle bestemmelsene om konsekvensutredninger i Petroleumsloven, er det utarbeidet et utredningsprogram forut for utredningsarbeidet (Statoil 1998). Olje- og Energidepartementet sendte utredningsprogrammet for RKU-Nordsjøen på høring 15. juli 1998. Frist for å komme med merknader ble satt til 1. oktober. Mottatte høringsuttalelser er tatt hensyn til i de ulike temarapportene. En oversikt over høringsuttalelsene er tatt inn som vedlegg til temarapport Ia og Ie. Hensikten med regionale konsekvensutredninger er primært å gi en bedre oversikt over konsekvensene av petroleumsaktiviteten på sokkelen enn det enkeltstående feltvise konsekvensutredninger gir. Den regionale konsekvensutredningen vil tjene som referansedokument for framtidige feltspesifikke konsekvensutredninger. Dette forventes å bety en forenkling og forbedring av utredningsarbeidet. I forbindelse med RKU-arbeidet er Nordsjøen delt inn i 6 delområder. Disse delområdene er: Tampenområdet Trollområdet Osebergområdet Frigg-Heimdalområdet Sleipnerområdet Ekofiskområdet. side 3

Sammendrag Petroleumsloven krever at det blir utarbeidet en selvstendig feltspesifikk konsekvensutredning for hvert nytt felt/funn som bygges ut, som et vedlegg til Plan for utbygging og drift (PUD). Fra myndighetenes side har det lenge vært et uttalt ønske om å komme bort fra bit for bit betraktninger. En har ønsket at nye utbygginger blir vurdert i en større sammenheng, slik at det kommer klarere fram hvordan de totale konsekvensene av petroleumsvirksomheten endres. Denne rapporten inngår som en av flere rapporter i Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen, (RKU-Nordsjøen). Beskrivelse av felt, installasjoner og ressurser Rapporten gir en oversikt over eksisterende og mulig framtidig petroleumsvirksomhet i den delen av Nordsjøen som kalles Sleipnerområdet. For hvert enkelt felt er eksisterende og planlagte utbyggingsløsninger beskrevet, og det er gitt en oversikt over opprinnelige og gjenstående utvinnbare reserver. En oversikt for hele Sleipnerområdet viser at de opprinnelig kalkulerte utvinnbare ressursene innenfor ressursklassene 1-5 var ca 29 mill Sm 3 olje, 78 mill Sm 3 kondensat, 23 mill tonn NGL og 237 mrd Sm 3 gass. De gjenværende utvinnbare ressursene ved utgangen av 1998 er kalkulert til 29 mill Sm 3 olje, 58 mill Sm 3 kondensat, 15 mill tonn NGL og 205 mrd Sm 3 gass. (Tall innrapportert til revidert nasjonalbudsjett 1999). Sleipnerområdet har ved utgangen av 1998 produksjonsinstallasjoner i overflatestilling på 3 lokaliteter (Sleipner Øst, Sleipner Vest og Varg). I tillegg er det flere undervannsinstallasjoner. Sleipner Øst og Sleipner Vest har rørtilknytning for transport av gass og kondensat. Oljetransporten fra Varg skjer med skytteltankere. Brønnhodeplattformen Draupner utgjør et viktig knutepunkt for flere gassrørledninger mellom Norge og Kontinentet. En ny prosessplattform med tilknytning av flere satellittfelter (undervannsinstallasjoner eller brønnhodeplattformer) kan bli aktuell i forbindelse med utbygging av oljefunn i Sleipnerområdet. Oljetransporten ut av området planlegges utført med skytteltankere, men rørtransport blir vurdert som alternativ. Rørledninger Flere større eksportrørledninger for gass og en rørledning for transport av kondensat til Kårstø krysser Sleipnerområdet. Draupner er en stigerørsplattform som utgjør et knutepunkt for flere av rørledningene gjennom området. Siden det er få installasjoner i Sleipnerområdet er antallet av feltinterne rørledninger og kontrollkabler relativt lite. Utbyggingen av satellittfelter vil medføre flere nye installasjoner og tilknytningsledninger til produksjonsplattformen. Utslippsreduserende tiltak Sleipnerområdet vil, basert på innrapporterte prognoser til Oljedirektoratet høsten 1997, bidra med i overkant av 11 % av de akkumulerte utslippene til luft av CO 2, og i underkant av 10 % av utslippene av NO x fra petroleumsvirksomheten i Nordsjøen i perioden 1996-2015. For VOC vil det tilsvarende tallet være ca 2 %, og for utslipp av produsert vann i underkant av side 4

1 %. I kapittel 4 er det gitt en oversikt over bidragene fra de andre delområdene i Nordsjøen for de nevnte utslippskomponentene. I disse prognosene er det bare delvis tatt hensyn til effekten av utslippsreduserende tiltak. En rekke tiltak som bidrar til å redusere utslipp til luft og sjø er allerede gjennomført på installasjonene i Sleipnerområdet. I denne rapporten omtales bare de tiltak som er gjennomført etter 01.01.1996. Bakgrunnen for dette er at år 1995 er brukt som referanseår i forbindelse med Miljøsok-arbeidet, og mange av de målsettinger om utslippsreduksjoner som både oljeselskapene og myndighetene opererer med er knyttet til dette årstallet. For hvert enkelt felt i Sleipnerområdet er det gitt en oversikt over aktuelle tiltak, gruppert slik: 1. Tiltak som er gjennomført 2. Tiltak som det er fattet beslutning om å gjennomføre 3. Tiltak som fortsatt er til vurdering 4. Tiltak som har vært vurdert, men som er forkastet enten ut fra tekniske eller økonomiske vurderinger For hvert enkelt tiltak er den gjennomsnittlige reduksjonen av hhv. CO 2 og NO x beregnet som antall tonn pr. år. Ved beregning av prosentvise utslippsreduksjoner har en sammenlignet med situasjonen uten gjennomføring av tiltak etter 01.01.1996. For å gi et innblikk i det arbeidet som nedlegges i å finne fram til tiltak for å redusere utslipp, er også tiltak som fortsatt er til vurdering tatt med i oversikten. Det må understrekes at dette ikke innebærer noen forpliktelse for selskapene. Opplistingen anses likevel å ha verdi som innspill til berørte myndigheter i diskusjonen om hvordan målsettinger om utslippsreduksjoner skal kunne nås. Hvorvidt tiltakene som er til vurdering blir gjennomført eller ikke, vil blant annet avhenge av økonomiske vurderinger. Det må derfor understrekes at det er lite sannsynlig at alle disse tiltakene vil bli gjennomført. På den annen side er det sannsynlig at nye tiltak vil komme til etterhvert som den teknologiske utviklingen går videre. Tiltakene som har status til vurdering må derfor oppfattes som en illustrasjon på et mulig reduksjonspotensiale, slik situasjonen ser ut pr. i dag. For Sleipnerområdet samlet representerer gjennomførte og besluttede tiltak en utslippsreduksjon på ca 54 % for CO 2 (ca 18 millioner tonn) og ca 10 % (7600 tonn) for NO x for perioden 1996-2015. Tiltak som pr. i dag er til vurdering representerer et reduksjonspotensiale på ytterligere ca 10 % (ca 3,1 millioner tonn) for CO 2 og 20 % for NO x. Fjerning av CO 2 fra produsert gass og injeksjon av denne i berggrunnen er det tiltaket som alene står for den største CO 2 -reduksjonen i Sleipnerområdet. De tiltakene som er gjennomført etter 01.01.1996, sammen med de tiltakene som det er fattet beslutning om å gjennomføre, vil i år 2005 føre til at utslippene av CO 2 og NO x fra Sleipnerområdet er redusert med hhv ca 53 og 13 %, sammenlignet med en situasjon uten gjennomføring av de samme tiltakene. side 5

Produksjons- og utslippsprognoser Rapporten gir i kapittel 4 en kort oversikt over forventet produksjon av olje og gass i Sleipnerområdet, og relaterer dette til produksjonen i de andre delområdene i Nordsjøen. Tilsvarende prognoser er gitt for utslipp av hhv. CO 2, NO x og produsert vann, basert på tall innrapportert til Oljedirektoratet høsten 1997. Oversikten viser at Sleipnerområdet gir et betydelig bidrag til de totale utslippene av CO 2, NO x, mens utslippene av VOC og produsert vann er små sammenlignet med de andre delområdene. Miljøovervåking Overvåking av bunnsedimenter og vannsøyle gjennomføres regelmessig etter opplegg fastsatt av myndighetene. Det er gitt et kort sammendrag av de viktigste resultatene. Disse viser at hele Sleipnerområdet utenfor nærsonene til installasjonene med få unntak har en uforstyrret bunnfauna og et stort artsmangfold. I nærsonene til installasjonene skiller Sleipner Vest og Varg seg ut med noe høyere konsentrasjoner (> 100 mg/kg) av hydrokarboner i sedimentene på stasjonene nærmest plattformene. Det ble på disse stasjonene funnet rester av mineralolje i sedimentene, uten at dette kan forklares med tidligere planlagte utslipp av oljeforurenset borekaks. side 6

1 Innledning Petroleumsloven krever at det blir utarbeidet en selvstendig feltspesifikk konsekvensutredning for hvert nytt felt/funn som bygges ut, som et vedlegg til Plan for utbygging og drift (PUD). Fra myndighetenes side har det lenge vært et uttalt ønske om å komme bort fra bit for bit betraktninger. En har ønsket at nye utbygginger blir vurdert i en større sammenheng, slik at det kommer klarere fram hvordan de totale konsekvensene av petroleumsvirksomheten endres. Det har også vært et ønske om å få til en mer effektiv og mindre ressurskrevende utredningsprosess. Dette var bakgrunnen for at den første regionale konsekvensutredningen ble utarbeidet for Tampenområdet i 1995 (Hydro 1995). Utredningen for Tampen har vært benyttet som grunnlag for flere forenklede feltspesifikke konsekvensutredninger, bl.a. for Statoils prosjekter Gullfaks Satellitter, Huldra og Sagas Snorre 2 (Snorre B). I tiden som har gått siden den første RKU ble laget, har nye opplysninger og kunnskaper kommet til. Gjennom bruk av den eksisterende utredningen fra 1995 og utarbeidelse av regionale konsekvensutredninger for andre områder, har en gjort seg nyttige erfaringer. Innhold og form har vært gjenstand for diskusjon mellom oljeselskapene og myndighetene, og disse har ledet fram til den omleggingen av utredningsarbeidet som er gjort rede for i kapittel 1.2. 1.1 Organisering av utredningsarbeidet. Rapportstruktur. Den første RKU for Tampenområdet bestod av en enkelt rapport, som hovedsakelig fokuserte på aktiviteten innenfor Tampenområdet, uten i særlig grad å se denne i sammenheng med aktiviteten i tilgrensende områder. Det vesentligste nye ved RKU- Nordsjøen er: Det fokuseres på de samla konsekvensene av petroleumsaktiviteten i hele Nordsjøen. Samtidig beskrives hvert delområdes bidrag til det totale konsekvensbildet. Utredningen er splittet opp i flere separate temarapporter, som kan oppdateres hver for seg etter behov. På denne måten håper en at det i større grad enn før skal bli mulig å bruke den regionale utredningen til å vurdere konsekvensene av nye enkeltprosjekter i et riktig perspektiv. I RKU - Nordsjøen er Nordsjøen delt inn i 6 delområder, hovedsakelig med utgangspunkt i infrastruktur og operatøransvar. Aktiviteten innen et delområde vil i de fleste tilfeller kunne medføre konsekvenser utover delområdets grenser. Influensområdene vil altså til en viss grad overlappe hverandre. Graden av overlapping vil variere med hvilket tema som fokuseres. Eksempelvis vil utslipp til luft kunne ha et influensområde som strekker seg over størsteparten av Nordsjøen, og i tillegg inn over fastlandet. For regulære utslipp til sjø derimot (produsert vann), vil influensområdet hovedsakelig omfatte det delområdet hvor aktiviteten finner sted, samt deler av naboområdene. side 7

Dette, sammen med at de temavise rapportene kan oppdateres uavhengig av hverandre, danner bakgrunnen for at en har valgt å la den regionale konsekvensutredningen bestå av et sett av temavise rapporter. Følgende rapporter vil inngå i den regionale konsekvensutredningen for Nordsjøen: Temarapport 1a: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Tampenområdet Temarapport 1b: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Trollområdet. Temarapport 1c: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Osebergområdet. Temarapport 1d: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Frigg-Heimdal området. Temarapport 1e: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Sleipnerområdet. Temarapport 1f: Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak i Ekofiskområdet. (Denne rapporten vil foreligge på et senere tidspunkt) Temarapport 2: Utslipp til luft og sjø Prognoser Temarapport 3: Beskrivelse av influensområdet til havs og på land Temarapport 4: Uhellsutslipp - sannsynlighet, miljørisiko og konsekvenser Temarapport 5: Regulære utslipp til luft - konsekvenser Temarapport 6: Regulære utslipp til sjø - konsekvenser Temarapport 7: Fiskerier og akvakultur - konsekvenser området 58 o N- 62 o N Temarapport 8a: Samfunnsøkonomiske konsekvenser Tampenområdet Temarapport 8b: Samfunnsøkonomiske konsekvenser Sleipnerområdet 1.2 Formålet med konsekvensutredningen Hovedmålet med å utarbeide regionale konsekvensutredninger er å legge et best mulig grunnlag for å vurdere hvordan petroleumsaktiviteten (eksisterende og planlagte aktiviteter) vil påvirke miljø- og samfunnsinteresser (herunder naturressurser, næringsmessige interesser fiskerier og andre brukerinteresser) samt å beskrive de muligheter som finnes for å redusere eller unngå negative effekter. Videre skal RKU bidra til en forenklet og rasjonell konsekvensutredningsprosess for enkeltprosjekter. Det er meningen at konsekvensutredningsarbeidet skal inngå som en integrert del av planleggingen av utviklingen i de forskjellige utbyggingsområdene, og således være med på å legge premisser for utbyggings- og driftskonsepter. side 8

For å få dette til er følgende punkter særlig viktige: RKU må inneholde oppdatert grunnlagsinformasjon om influensområdets fysiske miljø, biologiske ressurser, økologiske sammenhenger, næringsinteresser og rekreasjonsmessige interesser. Der det er mulig skal informasjonen presenteres på en slik måte at den kan danne grunnlag for overvåking av miljøtilstanden for å kunne avdekke eventuelle endringer som følge av drift av feltene. RKU skal identifisere og dokumentere mulige tiltak for å redusere eller unngå negative effekter av utslipp til luft og sjø, og av fysiske inngrep. Dette omfatter også tiltak for å avbøte negative effekter som likevel oppstår. RKU må jevnlig oppdateres både mht til utbyggingsplaner og utslippsprognoser, informasjon om influensområdet og generell kunnskapsstatus. 1.3 Forholdet til feltspesifikke konsekvensutredninger Den regionale konsekvensutredningen skal sammen med de feltspesifikke utredningene dekke de krav som lovverket setter til konsekvensutredninger ved utbygginger på kontinentalsokkelen. Dette betyr at man ved utarbeidelse av framtidige feltvise konsekvensutredninger i stor grad vil basere seg på konklusjoner og dokumentasjon fra den regionale utredningen. De feltspesifikke konsekvensutredningene forutsettes å være mer konkrete og detaljerte mht. utbyggingsløsninger og teknologiske løsninger. Når det gjelder miljømessige konsekvenser utenfor nærsonen til installasjonen vil det bli henvist til den regionale konsekvensutredningen, såfremt utbyggingen skjer innenfor de rammer for utslipp mv. som den regionale konsekvensutredningen er basert på. I enkelte tilfeller vil den regionale utredningen helt kunne erstatte en feltspesifikk utredning. 1.4 Oppdatering Det legges ikke opp til at den regionale konsekvensutredningen skal oppdateres hver gang den benyttes som bakgrunn for en feltspesifikk utredning. Derimot vil det være naturlig at den oppdateres dersom forutsetningene for utredningen blir vesentlig endret. Dette kan være tilfelle dersom det skal gjennomføres nye store utbygginger som det ikke er tatt høyde for i utredningene, eller dersom det innføres nye krav til hva som skal utredes ved nye utbygginger. Oppsplittingen i temarapporter vil gjøre oppdateringen enklere, sammenlignet med tidligere da alle tema ble behandlet i en og samme rapport. Oppdateringsfrekvensen vil kunne bli ulik for de ulike temarapportene. side 9

1.5 Geografisk avgrensing av Sleipnerområdet Som det framgår av kartet på framsida av rapporten er Nordsjøområdet i forbindelse med utarbeidelse av Regionale konsekvensutredninger inndelt i 6 delområder, der Sleipnerområdet er et av disse. Sleipnerområdet defineres til området mellom 58 og 59 N, og mellom delelinjen mot UK og kysten av Norge. I tillegg inkluderes blokk 6/3, umiddelbart sør for 58, pga nærheten til infrastrukturen i området. Denne avgrensningen er avklart etter en dialog med OED hvor problemstillingen var hvorvidt områdeavgrensningen burde sammenfalle med de etablerte regioner for miljøovervåking som SFT har definert. Miljøovervåkningsregionen i Sleipnerområdet går fra 58-60 Ν. Avgrensningen fra 58-59 N passer imidlertid bedre både i forhold til oppbyggingen av teknisk infrastruktur og i forhold til fordeling av operatøransvar. Statoil er den største operatøren i området. Øvrige operatører er Saga, Esso, Amoco, Denimex og Agip. Den valgte avgrensingen vil gjøre det betydelig enklere å gjennomføre tiltaksvurderinger f.eks. innenfor miljøområdet enn om temarapporten også skulle omfattet hele overvåkningsregionen (58-60 Ν). side 10

2 Oversikt over felt og rørledninger. I dette kapitlet gis en oversikt over den eksisterende og mulige framtidige petroleumsvirksomhet i Sleipnerområdet. Innledningsvis gis det en kort og tabellmessig presentasjon av lisenser og funn. Deretter gjennomgås i kapittel 2.2 felt i produksjon. Felt under vurdering (ressursklasse 3) presenteres i kapittel 2.4. I kapittel 2.5 beskrives ressurser i tidlig planfase (ressursklasse 4), og i kapittel 6 gis det en oversikt over ressurser som kan bli bygd ut på lang sikt. Videre gis det en tabellmessig oversikt over ressursene i området fordelt på ressursklasser i kapittel 2.7. Avslutningsvis i kapittel 2.8 gis en oversikt over eksisterende og planlagte rørledninger i området. Fgur 2.1 Felt, installasjoner og rørledninger i vestre del av Sleipnerområdet. side 11

2.1 Oversikt over lisenser, felt og funn I området mellom 58 og 59 Ν representerer Sleipner Øst og Sleipner Vest de to store utbyggingene. Satellittfeltene Loke Heimdal og Gungne er bygd ut med oppkobling til Sleipner Øst. Varg er startet opp ved utgangen av 1998 og er i produksjon fra og med 1999. Det foreligger godkjente utbyggingsplaner for Loke Trias og det arbeides med planer for utbygging av Glitne og Volve. I området er det også en rekke mindre funn uten at det foreligger konkrete planer for utbygging av disse. Tabell 2.1 Lisens Pl 001 P Pl 025 Pl 025/187 Pl 025/187 Pl 029 Pl 038 Pl 046 Pl 046/UKCS Pl 046 Pl 046 Pl 046 Pl 046 Pl 046 Pl 046 Pl 048 Pl 048 Pl 048/029 Pl 048 Pl 072 Pl 101 Pl 086 Pl 038 Pl 166 Pl 167 Pl 187 Oversikt over utvinningstillatelser i Sleipnerområdet Blokk 16/1 Operatør Esso Felt/funn/prospekter Planlagt produksjonsperiode 15/3 Statoil 15/3 Statoil/ Gudrun (15/3-1s og 15/3-3) 2005-2020 BP Amoco 15/3 Statoil/ 15/3-4 2005-2025 BP Amoco 15/6 Esso 15/12 Saga Beta Sør 2000-2002 15/8 Statoil Alfa Sør ikke planlagt 15/8 Statoil Alfa Sentral 2012-2016 15/9 Statoil Sleipner Øst 1993-2014 15/9 Statoil Sleipner Vest 1996-2014 15/9 Statoil Loke Ty (før Loke Heimdal) nedstengt 15/9 Statoil Gungne 1993-2014 15/9 Statoil Loke Trias 1993-2014 15/9-19 Statoil Volve 2 002/03-2014 15/5 Statoil Glitne 2 002/03-2010 15/5 Statoil 15/5-2 2005-2012 15/5 Statoil/Esso Dagny 2 005-2012 15/5 Statoil 15/5-B 2005-? 16/7 Esso Sigyn 2002-? 16/10 Agip 6/3 Saga 15/12 Saga Varg 1998-2002 15/6 Denimex 16/1 Statoil 15/3-6 Amoco Pinnsvin side 12

2.2 Felt i produksjon I dette kapitlet omtales felt i produksjon i Sleipnerområdet. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 1, ressurser i produksjon. 2.2.1 Sleipner Øst Felt Plattform Blokk Utvinningstillatelse Tildelingsår Operatør Planlagt produksjonsperiode Opprinnelig utvinnbare reserver Produksjon i 1998 Gjenstående utvinnbare reserver Utbyggingsløsning Sleipner Øst (inkl. Ty, Hugin, Loke Ty, Loke Trias, Loke Skagerak, Gungne) Sleipner A 15/9 PL 046 1 976 Statoil 1993-2014 38,4 mrd Sm 3 gass, 20,81 mill Sm 3 kondensat, 9,5 mill tonn NGL 7,7 mrd Sm 3 gass, 5,8 mill Sm 3 kondensat 9,6 mrd Sm 3 gass, 6,8 mill Sm 3 kondensat, 3,6 mill tonn NGL Sleipner Øst feltet består av betongplattformen Sleipner A og to havbunnsrammer, Sleipner Øst og Loke. Hydrokarbonstrømmen prosesseres på Sleipner A. Kondensat transporteres i rørledning til Kårstø og gassen transporteres i rørledninger til kontinentet. Havdypet i området er ca 80 m. Driftsorganisasjon og hovedforsyningsbase er lokalisert til Stavangerområdet. Driftsorganisasjonen for Sleipner omfatter 317 årsverk, fordelt med 230 offshore og 87 onshore (1998). SLEIPNER VEST Sleipner Øst bunnramme Loke bunnramme Sleipner A flammetårn SLEIPNER ØST 9 9 Sleipner T 40" Kolsnes Troll 20" Kårstø Sleipner B Sleipner R 20 Kontrollkabel Sleipner A 40" Zeebrugge 30" 16/11S Figur 2.2.1 Skisse av utbyggingsløsning i Sleipnerområdet side 13

2.2.2 Sleipner Vest Felt Plattform Blokk Utvinningstillatelse Tildelingsår Operatør Planlagt produkjonsperiode Opprinnelig utvinnbare reserver Produksjon i 1998 Gjenstående utvinnbare reserver Utbyggingsløsning Sleipner Vest Sleipner B og Sleipner T 15/8 og 15/9 PL 046 1 976 Statoil 1996-2014 128.1 mrd Sm 3 gass, 27,6 mill Sm 3 kondensat, 8,7 mill tonn NGL 6,8 mrd Sm 3 gass, 3,2 mill Sm 3 kondensat 125,3 mrd Sm 3 gass, 22,4 mill Sm 3 kondensat, 7,7 mill tonn NGL Sleipner Vest feltet består av brønnhodeplattformen Sleipner B og prosessplattformen Sleipner T. Havdypet i området er ca 80 m. Hydrokarbonstrømmen går i rør fra Sleipner B til Sleipner T for prosessering. Kondensatet transporteres i rørledning til Kårstø. Gassen transporteres i rørledninger til kontinentet. Felles driftsorganisasjon med Sleipner Øst. Figur 2.2.2 Sleipner B plattformen og boreriggen West Epsilon på Sleipner Vest i 1996. Foto: Øyvind Hagen, Statoil. side 14

2.3 Funn under vurdering I dette kapitlet omtales de funnene der plan for utbygging og drift ventes å bli lagt fram for myndighetene i løpet av 2 år. I forhold til Oljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 3, ressurser i sen planfase. 2.3.1 Glitne Funn Blokk, utvinningstillatelse, tildelingsår Operatør Planlagt produksjonsstart Utvinnbare ressurser Forventet platåproduksjon Utbyggingsløsning 15/5-5 Glitne 15/5, Pl 048, 1977 Statoil 2 002/03 0,4 mrd Sm 3 gass 8,7 mill Sm 3 olje 0,3 mill Sm 3 gass /døgn 6000 Sm 3 olje/døgn Glitne er et lite oljefelt påvist I 1995. Feltet planlegges bygd ut med enten en brønnhodeplattform eller bunnramme tilknyttet en sentral prosesseringsplattform ved Sleipner A (Basis alternativ) eller B. Havdypet i området er ca 80 m. En 42 km rørledning for brønnstrømmen til prosesseringsplattformen, for prosessering, lagring og utskipning av olje. Gass og kondensat vil bli transportert i eksisterende rørledninger fra Sleipner A. Vanninjeksjon vurderes for trykkstøtte i reservoaret. 2.3.2 Sigyn Funn Blokk, utvinningstillatelse, tildelingsår Operatør Planlagt produksjonsstart Utvinnbare ressurser Forventet platåproduksjon Utbyggingsløsning 16/7-4 Sigyn 16/7, PL 072, 1981 Esso Norge AS 3. kvartal år 2002 6,2 mrd Sm 3 gass, 5,1 mill Sm 3 kondensat, 2,2 mill tonn NGL 3,0 mill Sm 3 gass/døgn, 2800 Sm 3 kondensat/døgn, 1100 tonn NGL/døgn Sigynfeltet består av to segmenter, Sigyn Vest og Sigyn Øst. Sigyn Vest ble påvist i 1982 og inneholder gass/kondensat. I 1997 ble flyktig olje påvist i Sigyn Øst. Sigyn planlegges bygget ut med havbunnsbrønner, eventuelt brønnhodeplattform knyttet opp mot Sleipner A. Havdypet i området er ca 80 m. Transport av produksjonen vil skje i eksisterende rørledninger for Sleipner A. Store deler av det teniske arbeidet gjenstår, men det antas trykkavlastning for Sigyn Vest (to gassprodusenter) og vanninjeksjon for Sigyn Øst (to oljeprodusenter og to vanninjektorer). Gassinjeksjon vil også bli vurdert for begge segmentene. Mulig områdeløsning for utbygging av oljefelter i Sleipnerområdet Det søkes utbyggingsløsninger som vil benytte seg mest mulig av eksisterende infrastruktur i Sleipnerområdet og flere ulike alternativer vurderes for plasering av en sentral prosesseringsplattform. En bro-forbundet plattform ved Sleipner A (Basis alternativ) eller Sleipner B. En selvstendig løsning ved Volve er et annet aktuelt alternativ. Prosessplattformen vil prosessere de ulike brønnstrømmer fra Glitne, Volve og muligens Sleipner Vest olje, samt sørge for side 16

lagring og utskipning av stabilisert olje. Sigyn planlegges koplet opp via ny plattform eller direkte inn til Sleipner A plattformen. Gassen fra Sigyn vil gå i eksisterende gassrør til Emden og Zeebrugge og kondensatet i eksisterende rør til Kårstø. Plattformen vil forsyne de ulike felt med nødvendig injeksjonsvann, eventuelt gass, til trykkstøtte. Produsert vann fra feltene vil bli reinjisert sammen med injeksjonsvannet. 15/9 Volve Glitne Loke Sleipner Vest Sleipner Øst SLV-olje SLB SLT/SLA Gungne 16/7Sigyn Figur 2.3.1 Forslag til områdeløsning for utbygging av oljefelter i Sleipnerområdet (Basis alternativet). side 17

2.4 Ressurser i tidlig planfase Oppdagede utvinnbare ressurser der plan for utbygging og drift ventes å bli lagt fram for myndighetene i løpet av ti år, er i henhold til Oljedirektoratets inndeling klassifisert som ressursklasse 4 (ressurser i tidlig planfase). I tillegg til Volve, som er nærmere omtalt nedenfor, er funnene 16/7 Alpha N/S (Esso) og 15/5-1 Dagny (Statoil) rapportert i ressursklasse 4 i forbindelse med revidert nasjonalbudsjett for 1999. De viktigste data for disse funnene er gitt i tabell 2.6.1. 2.4.1 Volve Funn Blokk, utvinningstillatelse, tildelingsår Operatør Planlagt produksjonsstart Utvinnbare ressurser Forventet platåproduksjon Utbyggingsløsning 15/9 19 SR Volve ( tidligere kalt Theta West) 15/9, Pl 046, 1976 Statoil 2 002/03 1,8 mrd Sm 3 gass 12,1 mill Sm 3 olje 1,2 mill Sm 3 gass/døgn 10000 Sm 3 olje/døgn Volve er et lite oljefelt påvist i 1993. Feltet planlegges bygd ut med enten brønnhodeplattform tilknyttet en sentral prosesseringsplattform ved Sleipner A (Basis alternativ) eller B. Havdypet i området er ca 80 m. En 12 km rørledning for brønnstrømmen til prosesseringsplattformen, for prosessering, lagring og utskipning av olje. Gass og kondensat vil bli transportert i eksisterende rørledninger fra Sleipner A. Vanninjeksjon vurderes for trykkstøtte i reservoaret. Produsert vann fra Volve og Glitne vil inngå som innjeksjonsvann. side 18

2.5 Ressurser som kan bli bygd ut på lang sikt, samt prospekter 2.5.1 Ressurser som kan bli bygd ut på lang sikt Ressursklasse 5 er definert som ressurser som kan bli bygd ut på langs sikt. I forbindelse med revidert nasjonalbudsjett 1999 er følgende funn rapportert i ressursklasse 5: 15/8-1 Alfa Sentral 15/3-4 15/5-2 Gudrun (15/3-1s og 15/3-3) De viktigste data for disse funnene er vist i tabell 2.6.1. 2.5.2 Ressurser der utbygging er lite sannsynlig Sleipner Vest Olje er i forbindelse med revidert nasjonalbudsjett 1999 rapportert i ressursklasse 6, dvs ressurser der utbygging er lite sannsynlig. Funn Sleipner Vest Olje Blokk 15/8, 15/9, Pl 046, 1976 Operatør Statoil Planlagt produksjonsstart 2 002/03 Ressurser 0,33 mrd Sm 3 gass 1,77 mill Sm 3 olje Forventet platåproduksjon 1,5 mill Sm 3 gass/dag 4000 Sm 3 olje/dag Utbyggingsløsning: Sleipner Vest Olje er en tynn oljesone under Sleipner Øst reservoaret. Den vurderes utbygd ved boring av produksjonsbrønner fra Sleipner B plattformen og tilknyttet en sentral prosesseringsplattform ved Sleipner A (base case) eller B. Brønnstrømmen føres til prosesseringsplattformen, for prosessering, lagring og utskipning av olje. Gass og kondensat vil bli transportert i eksisterende rørledninger fra Sleipner A. 2.5.3 Prospekter Uoppdagede ressurser deles i henhold til OEDs terminologi inn i kartlagte ressurser (prospekter) og ikke kartlagte prospekter (letemodeller). Beta Sør og Pinnsvin er to prospekter i Sleipnerområdet. Prospekt Beta Sør Blokk 15/12 Utvinningstillatelse 38 Tildelingsår 1 974 Operatør Saga Petroleum ASA Planlagt produksjonsperiode 2000-2002 Ressurser 4,7 mill Sm 3 olje Utbyggingsløsning: Varg prospektet, Beta Sør, ligger 7 km sør for Varg-utbyggingen. Feltet er under vurdering og vil bli tatt endelig stilling til i første halvdel av 1999. Aktuell utbyggingsløsning er et undervannsanlegg med tie-in til Varg. Oljeproduksjonen er ment å utfylle produksjonsprofilen til Varg. Kapasiteten på olje- og gass og vannprosessering på Varg trenger ikke oppgraderes for å ta inn Beta Sør produksjonen. Estimert teknisk utvinnbar kapasitet er 3,5 mill Sm3 olje side 19

Prospekt Blokk Utvinningstillatelse Tildelingsår Operatør Planlagt operasjonsperiode Opprinnelig utvinnbare reserver Pinnsvin 15/3-6 PL 187 1 993 Amoco Pinnsvin ligger i nærheten av feltene Balder, Sleipner, Heimdal, Varg og Jotun. Avstanden til nærmeste plattform er 50 km (Sleipner A). Boring er planlagt oppstartet 1. noveber 1998, med den halvt nedsenkbare riggen Maersk Jutlander. Vanndyp ved lokaliteten er 105 m. Brønnen er planlagt boret til 2810 m vertikalt. Det forventes ikke høye trykk eller temperaturer i brønnen. Grunn gass er heller ikke forventet i området, men boreprogrammet legges opp som om dette kan være en mulighet. All borekaks vil bli fraktet til land. Kaks fra toppseksjonen vil bli dumpet. I brønnens øvre seksjoner (36`` og 17 ½ ``) benyttes vannbasert boreslam. Etter denne seksjonene benyttes oljebasert slam. I beredskapsanalysen er dimensjonerende utslippsrate satt til 2000 tonn olje/døgn ved en eventuell utblåsning. Utblåsningsvarighet er satt til 40 døgn. side 20

2.6 Oversikt over opprinnelige og gjenværende ressurser i Sleipnerområdet Tabellen under gir en samlet oversikt over opprinnelige og gjenværende utvinnbare ressurser i Sleipnerområdet ved utgangen av 1998. (Innrapportert til revidert nasjonalbudsjett for 1999).. Tabell 2.6.1 Ressurser innenfor ressursklasse 1-5 Felt / Funn Ressursklasse 3: Ressurser i sen planleggingsfase 15/5-5 Statoil 2002-2010 8.7 Glitne 16/7-4 Esso 2 002 -- 5.1 2.2 Sigyn Gungne Statoil 2000-2010 1.7 0.58 IOR Ressursklasse 4: Ressurser i tidlig planleggingsfase 16/7 Alpha Esso 0.5 0.3 N/S 15/9-19 SR Statoil 2002-2009 12.1 Volve 15/5-1 Statoil/ 2005-2012 2.0 Dagny Esso Ressursklasse 5 : Ressurser som kan bli bygd ut på lang sikt 15/8-1 Alfa Statoil 2012-2016 1 0.5 Sentral 15/3-4 Statoil/ 2005-2025 2.2 BP Amoco 15/5-2 Statoil 2005-2012 0.28 Gudrun Statoil/ (15/3-1S og BP 15/3-3) Amoco Andre ressurser Sleipner Statoil Vest olje Beta Sør Saga Pinnsvin Planlagt produksjonsperiode Operatør Amoco Olje mill Sm 3 Ressursklasse 1: Reserver i produksjon Sleipner Statoil 1993-2014 Øst Sleipner Statoil 1996-2014 Vest Gungne Statoil 1996-2005 Loke Statoil 1996-2006 Varg Saga 1998-2002 5.8 2005-2020 2000-2002 Opprinnelige ressurser 1.8 4.7 Kondensat mill Sm 3 20,8 27.6 1.5 1.3 15,9* NGL mill tonn 9.52 8.7 0.51 0.53 Gass mrd Sm 3 38.4 128.1 4.5 3.5 0.4 6.2 4.7 1.8 1.8 5.8 4.1 1.1 3.56 33,3* 0.3 Gjenværende ressurser Olje mill Sm 3 5.8 8.7 12.1 2.2 1.8 4.7 Kondensat mill Sm 3 6,8 22.4 0.8 1 5.1 1.7 0.5 2.0 1 0.28 15,9* NGL mill tonn 3.6 7.7 0.27 0.28 2.2 0.58 0.3 0.5 Gass mrd Sm 3 9.6 125.3 4.5 2.4 0.4 6.2 4.7 1.8 1.8 5.8 4.1 1.1 3.56 33,3* 0.3 * Tallene avviker fra innrapportering til RNB99, og skyldes nytolking av feltets egenskaper etter at innrapporteringen var foretatt. side 21

Funnene i ressursklasse 4, 5 og 9 antas i utgangspunktet alle sammen å kunne knyttes til eksisterende installasjoner. I tillegg til disse funnene og prospektene foreligger det planer om økt oljeutvinning (IOR- Increased Oil Recovery) både for Sleipner Øst og Sleipner Vest. I figurene under er produksjonsprognosene for perioden 1996-2015 for ressursklasse 1-4 framstilt grafisk for hhv. olje og gass. Prognosene er basert på innrapporteringen til revidert nasjonalbudsjett for 1998, høsten 1977. 200 Produksjon av olje millioner oe 150 100 50 0 1996 2001 2006 2011 År Troll Tampen Sleipner Oseberg Frigg - Heimdal Ekofisk Figur 2.6.1 Prognose for produksjon av olje i Nordsjøen i perioden fram til år 2015. millioner oe Produksjon av gass 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1996 2001 2006 2011 År Troll Tampen Sleipner Oseberg Frigg - Heimdal Ekofisk Figur 2.6.2 Prognose for produksjon av gass i Nordsjøen i perioden fram til år 2015. side 22

2.7 Rørledninger I det følgende er beskrevet rørledninger til / fra installasjoner i Sleipnerområdet og rørledninger som krysser området. Mellom havbunnsbrønner og produksjons-/behandlingsplattformer er det som oftest flere rørledninger med ulike funksjoner. Typisk er rør for transport av brønnstrøm fra brønnene, og transport av vann eller gass fra plattformene til brønner for injeksjon i reservoaret. I tillegg finnes det kontrollkabler som typisk kan inneholde rør for transport av kjemikalier, hydraulikkvæske og ledninger for overføring av signaler og elektrisk energi. Etter at brønnstrømmen er mottatt på plattformen og behandlet, kan resultatproduktene bli transportert i rør til andre plattformer for videre behandling, til lasteanlegg for transport med tankskip eller til eksportrør for transport til landanlegg i Norge, Storbritannia eller på kontinentet. Rørledningene representerer et potensiale for miljøforstyrrelser i forbindelse med legging. I en konsekvensanalyse vurderes også sannsynlighetene for utslipp i forbindelse med rørledningsbrudd eller lekkasjer, og en vurderer i hvilken grad rørledningene er til hinder/ulempe for utøvelse av fiske. I Sleipnerområdet er det pr. i dag få feltinterne rørledninger, se figur 2.1, 2.2.1 og kartet på framsida av rapporten. De nye utbyggingene som er under planlegging vil imidlertid medføre flere nye rørledninger mellom havbunnsinstallasjoner, brønnhodeplattformer og produksjonsinstallasjoner. Flere større eksportrørledninger krysser Sleipnerområdet. Figur 2.7.1 Fra leggingen av rørledningen Norfra. Stigerørsplattformen og rørknutepunktet Draupner i bakgrunnen. Foto: Øivind Hagen, Statoil. side 23

2.7.1 Eksportrørledninger Eksportrørledningene har større dimensjon og transporterer en betydelig større mengde hydrokarboner, og representerer derfor et større potensiale for miljøforstyrrelse enn de mindre, feltinterne rørledningene. Statpipe Transporterer rikgass fra Statfjord til Kårstø i Rogaland. Fra Kårstø og fra Heimdalfeltet transporteres tørrgass via Draupner til Ekofisk. Derfra transporteres gassen gjennom rørledningen Norpipe til Emden i Tyskland. Zeepipe Transporterer tørrgass fra Kollsnes og Sleipnerfeltet til Zeebrugge i Belgia. En rørledning går fra Kollsnes til Sleipner A plattformen (Zeepipe II A), mens en annen går fra Kollsnes til Draupner S (Zeepipe II B). Sleipner kondensatledning. Transporterer delvis prosessert kondensat fra Sleipner Øst og Sleipner Vest, fra Sleipner B plattformen via Sleipner A plattformen til Kårstø i Rogaland. Norfra Norfra transporterer gass fra Draupner til Dunkerque i Nord-Frankrike. Gassledningen følger stort sett Zeepipe-ledningen, med en avstand på 50-100 m. Ledningen skal øke gasstransportkapasiteten mellom Norge og kontinentet, og kommer i tillegg til de tre 3 eksportgassledningene Statpipe/Norpipe, Zeepipe og Europipe. I drift fra høsten 1998. Europipe I Europipe I transporterer gass fra Draupner til mottaksanlegg i Dornum i Tyskand, og derfra videre til leveringspunkt i Emden. Draupner E, som er knyttet til Draupner S i Statpipesystemet, er utgangspunkt for rørledningen. Europipe II Europipe II skal transportere gass fra Kårstø til Emden i Tyskland. Rørledningen er under legging, og planlagt oppstart er 1999. side 24

Tabell 2.7.1 Oversikt over eksportrørledninger som krysser Sleipnerområdet. Rørlednngsnavn/strekninger Funksjon Diameter, Lengde, km Kapastitet, tommer mrd Sm 3 /år Statpipe Statfjord - Kårstø Rikgass 30 308 8 Kårstø - Draupner S Tørrgass 28 224 7 Heimdal - Draupner S Tørrgass 36 155 13 Draupner S - Ekofisk Tørrgass 36 194 20 Zeepipe Sleipner A - Zeebrugge Tørrgass 40 814 12.5 Sleipner A - Draupner S Tørrgass 30 40 12.9 Kollsnes - Sleipner Tørrgass 40 303 13.1 Kollsnes - Draupner S Tørrgass 40 300 17.5 Sleipner kondensat Sleipner A - Kårstø Kondensat 20 245 6,5 mill tonn/år Norfra Draupner E - Dunkerque Tilknytningsledn. Ekofisk Europipe I Draupner E - Dornum Europipe II (oppstart 1999) Kårstø - Emden Tørrgass Tørrgass Tørrgass Tørrgass 42 36 40 42 840 620 ca 650 16 13 18 side 25

2.7.2 Planlagte rørledninger I det følgende er gitt en oversikt over eksisterende og planlagte feltinterne rørledninger i Sleipnerområdet. Tabell 2.7.2 Sleipnerområdet. Eksisterende og planlagte feltinterne rørledninger og kontrollkabler. Strekning Funksjon Lengde, km Antall, dimensjon Ressursklasse 2 Varg Loke Trias Brønnhodeplattform - produksjonsskip Loke - SLA* (utskifting av eksisterende rør) Ressursklasse 3 Basis alternativ Volve - SLO** ved SLA/SLT*** Glitne - SLO Sleipner Vest Olje -SLO SLO - lasteanlegg Alternativ løsning Volve - SLO ved SLB**** Glitne - SLO Sigyn - SLA eller SLO SLO - lasteanlegg Brønnstrøm Vanninjeksjon Gassinjeksjon Kontrollkabel Testrør Brønnstrøm brønnstrømsrør vanninjeksjon kontrollkabel brønnstrøm kontrollkabel brønnstrøm lasting av olje brønnstrømsrør vanninjeksjon kontrollkabel brønnstrøm kontrollkabel brønnstrøm vanninjeksjon gassinjeksjon kontrollkabel lasting av olje 1,2 10 10 10 43 43 13 2 11 11 11 34 34 12 12 12 12 2 fleksibe rør 1 x 14 1 x 18 1 x 8 1 x 14 1 x 8 1 x 10 1 x 24 1 x 14 1 x 18 1 x 8 1 x 14 1 x 8 2 x 10 1 x 10 1 x 8 1 x 8 1 x 24 * SLA = Sleipner A, ** SLO = Sleipner Oljeprosesseringsplattform (framtidig), *** SLT = Sleipner T, **** SLB = Sleipner B side 26

3 Miljøtiltak i Sleipnerområdet Det er et prioritert mål å minimalisere utslipp til luft og til sjø, og et av formålene med konsekvensutredninger er å identifisere og dokumentere mulige tiltak for å oppnå dette målet. For å kunne sette inn utslippsreduserende tiltak der de gir størst effekt, er det nødvendig å se utslippene også i en regional og en nasjonal sammenheng. Videre er det nødvendig å tenke langsiktig slik at en ikke i dag binder seg til teknologi som i morgen kan bli et hinder for gjennomføring av optimale løsninger. Selv om hvert enkelt utbyggingsprosjekt blir vurdert opp mot de eksisterende målsettingene om utslippsreduksjoner, er det summen av utslipp regionvis og nasjonalt som er av interesse når en skal vurdere om målsettingene om utslippsreduksjoner blir oppfylt. I det følgende er det satt fokus på de miljøtiltak som er aktuelle for hvert enkelt felt, og det er synliggjort hvilke utslippsreduksjoner disse tiltakene fører til enkeltvis og summert for hele regionen. Utslipps-reduserende tiltak blir fortløpende vurdert og evaluert. I dette kapitlet gis det en oversikt over status pr. 1998 mht. hvilke tiltak som allerede er gjennomført, hvilke som er vedtatt og hvilke som ennå er til vurdering. Mange av de tiltakene som er omtalt og som gjennomføres på installasjonene er motivert ut fra økonomiske hensyn, men gir i tillegg en klar gevinst i form av reduserte utslipp eller mindre miljøskadelige utslipp. Vi har ikke i denne sammenheng skilt mellom slike tiltak og tiltak som utelukkende er begrunnet i miljøhensyn. I de utslippsprognosene som er innrapportert til OD høsten 1997 er effekten av en del av de utslippsreduserende tiltakene tatt hensyn til. Siden den gang er nye tiltak kommet til. Ved beregning av prosentvise utslipp-reduksjoner i forhold til 01.01.1996 er det tatt hensyn til de utslippsreduserende tiltak som er innkalkulert i tallene som er innrapportert til OD. 3.1 Bakgrunn for miljøtiltak Oljeselskapene har som utgangspunkt at tiltak som gjennomføres for å redusere utslipp skal være lønnsomme. De beste løsningene teknisk og kommersielt vil svært ofte også være de beste for miljøet. Det vil likevel være tilfeller der det kan være riktig å gjennomføre miljøtiltak selv om de isolert sett ikke er lønnsomme. Slike beslutninger kan enten skje med bakgrunn i oljeselskapenes egne vurderinger, eller som et resultat av regler/pålegg fastsatt av myndighetene. Ny teknologi vil kunne gjøre det teknisk og økonomisk mulig å framstille petroleumsprodukter med stadig mindre utslipp. Oljeselskapene har derfor etablert flere omfattende program for utredning, utvikling og utprøving av nye teknologiske løsninger. Programmene inkluderer et bredt spekter av mulige tiltak, og en rekke felt/landanlegg som kan være aktuelle for å ta i bruk de nye løsningene. På denne måten håper en å unngå valg av løsninger som kan gi resultater på kort sikt, men som av økonomiske eller tekniske årsaker kan blokkere for mer optimale løsninger på noe lengre sikt. side 27

Nye virkemidler vil kunne ha betydning for tiltaksgjennomføringen. Eksempler på dette er kjøp av utslipps-kvoter og felles gjennomføring av tiltak. Det arbeides med forskjellige muligheter både internt i de ulike oljeselskapene, innenfor bransjen, nasjonalt og internasjonalt. 3.2 Målsettinger for reduksjon av utslipp til luft Det har i lengre tid vært arbeidet med internasjonale avtaler for å begrense utslipp til luft. Den siste viktige internasjonale avtalen på dette området ble behandlet på Kyoto-konferansen i 1997. I følge Kyotoavtalen har Norge forpliktet seg til å begrense økningen i utslippene av 6 klimagasser til 1 % over nivået i 1990 i løpet av perioden 2008-2012. I følge Stortingsmelding 29 (1997-98) om oppfølging av Kyotoavtalen, ventes disse utslippene å øke med 20 % dersom det ikke settes inn tiltak. Utslippene av CO 2 er forventet å øke med ca 35 %, mens utslipp av andre klimagasser forventes å bli redusert. For utslipp av NO X eksisterer det en internasjonal målsetting om stabilisering av utslippene på 1987-nivå innen år 1994 (Langtransportkonvensjonen). For Norge ble denne målsettingen oppnådd, og den synes også å kunne overholdes på lang sikt uten nye virkemidler. Norge har i tillegg en målsetting om i størrelsesorden 30 prosent reduksjon av NO x -utslippene i forhold til 1986-nivå, innen år 1998. Denne målsettingen er ikke nådd. Forhandlinger om en ny avtale for NO X og relaterte stoffer vil sette nye miljømål for forsuring, terrestrisk overgjødsling og bakkenært ozon på europeisk basis (Stortingsmelding 58, 1996-97). Gjennom internasjonalt miljøarbeid og tilslutning til ECE-konvensjonen, er Norge forpliktet til å redusere samlede NMVOC-utslipp fra hele fastlandet og norsk sone sør for 62. breddegrad med 30 % innen utløpet av 1999 i forhold til 1989-nivået. Det samlede norske NMVOC-utslipp skal i 1999 dessuten ikke overstige 1988-nivået. Disse målsettingene vil ikke kunne overholdes uten ny virkemiddelbruk. Stortingsmelding 58 (1996-97), Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling, bygger hovedsaklig på Miljøsok-rapporten når det gjelder utslipp til luft. Miljøsok-rapporten har antydet målsettinger for utslipp til luft. Målsettingene er gitt ny formulering i 1999, men med utgangspunkt i samme ambisjonsnivå. (tabell 3.2.1). De nye formuleringene er innført fordi de vil være lettere å bruke og rapportere i forhold til, og fordi de gir kredit for flere miljømessig gode tiltak. Tabell 3.2.1 Målsettingsformuleringer for utslipp til luft. Utslippskomponent MILJØSOK, Fase 1 CO 2 NO x VOC endring sammenlignet med 1995-nivå 30-40 % reduksjon pr produsert kwh 50-80 % reduksjon pr produsert kwh 70-90 % reduksjon pr m 3 lastet olje Ekvivalent formulering endring sammenlignet med 1995-nivå Stabilisering av utslipp, regnet som kg CO 2/Sm 3 oe 25-70 % reduksjon av utslipp, regnet som kg NO x/sm 3 olje 70-90 % reduksjon pr m 3 lastet olje Med utgangspunkt i nasjonale målsettinger har de enkelte oljeselskapene definert sine egne målsettinger for å redusere utslippene til luft. Det samarbeides med myndighetene om å finne fram til hensiktsmessige tiltak for å oppfylle målsettingene. side 28

Figur 3.2.1 Norske CO 2 -utslipp i 1996 fordelt på kilder. Kilde: Fakta om klimaendringar, Miljøverndepartementet. Figur 3.2.2 Utslipp av klimagasser i Norge i CO 2 -ekvivalenter, 1995. Kilde: Fakta om klimaendringar, Miljøverndepartementet. 3.3 Målsettinger for utslipp til sjø Utslipp til sjø er regulert av myndighetene med hjemmel i forurensingsloven. Det er f.eks satt krav til maksimalt innhold av olje i vann som slippes ut, og det er definert hvilke typer utslipp som krever utslipps-tillatelse fra Statens Forurensingstilsyn, SFT. Miljøsok har formulert forslag til målsettinger for utslipp til sjø. Også disse formuleringene er revidert i 1999, men med utgangspunkt i det samme ambisjonsnivået som tidligere. side 29

Tabell 3.3.1 Målsettingsformuleringer for utslipp til sjø. Utslippskomponent MILJØSOK, Fase 1 Produsert vann Borekjemikalier endring sammenlignet med 1995-nivå 50 % reduksjon av olje- og kjemikalieutslipp med produsert vann, pr. m3 produsert vann. 50 % reduksjon av utslipp av borekjemikalier, pr. boret meter Ekvivalent formulering endring sammenlignet med 1995-nivå Stabilisering av miljøbelastning * pr Sm 3 oe 50 % reduksjon av miljøbelastning * *For å kvantifisere miljøbelastningen av et utslipp, er det under utvikling en "Environmental Hazard and Risk Factor", EHRF, som vil beregnes på grunnlag av utslippets giftighet, nedbrytbarhet, akkumuleringsevne, volum og av resipientens sårbarhet. Stortingsmelding 58 fokuserer i stor grad på utslipp til sjø, og særlig på behovet for ytterligere å redusere bruk og utslipp av kjemikalier: For nye funn med selvstendige utbyggingsløsninger skal det som hovedregel ikke tillates miljøskadelige utslipp til sjø. For eksisterende felt skal det gjøres en grundig gjennomgang av utslippene til sjø. Det skal etableres løsninger som ikke medfører utslipp av olje eller mulig miljøfarlige kjemikalier. Alternativt skal en minimere utslippene basert på en totalvurdering. Gjennomgangen skal være ferdig rundt år 2000, med siktemål å gjennomføre tiltak innen år 2005 Forøvrig refererer Stortingsmelding 58 til Miljøsok-arbeidet også når det gjelder utslipp til sjø, og det sies at utforming av regelverk og praktisering av dette vil skje i samarbeid med industrien. SFT og Oljeindustriens Landsforening, OLF, har i samarbeid diskutert mulige tiltak for å følge opp stortingsmeldingen. (OLF, SFT 1998). I den forbindelse har en benyttet følgende definisjon av nullutslipp: Nullutslipp kan nås ved en kontinuerlig reduksjon av miljøskadelige utslipp mot et praktisk nullnivå, der miljøskadeligheten avhenger av innholdet av potensielt miljøfarlige kjemikalier i tillegg til tid og sted for utslippet. Miljøfarlige forbindelser er forbindelser som kan skade miljøet på grunn av sine iboende egenskaper, som akutt giftighet, nedbrytbarhet og potensiale for bioakkumulering med påfølgende risiko for kroniske effekter. Utslippenes miljøskade vil være avhengig av utslipps-mengde, sted og tidspunkt for utslippene i tillegg til kjemikalienes økotoksikologiske egenskaper. Utslipp av produsert vann og utslipp fra boring og boreoperasjoner blir sett på som potensielt miljøskadelige utslipp. side 30