SIGYN KU-dokumentasjon
Innholdsfortegnelse 1 Innledning 1 2 Prosjektbeskrivelse 2 2.1 Utbyggingsløsning presentert i RKU-Nordsjøen 2 2.2 Oppdatert utbyggingsløsning 3 3 Reservoar og ressurser 5 3.1 Reservoar og ressurser beskrevet i RKU-Nordsjøen 5 3.2 Oppdatert beskrivelse av reservoar og ressurser 6 4 Utslipp til luft og sjø 7 4.1 Utslipp til luft beskrevet i RKU-Nordsjøen 7 4.2 Oppdatert beskrivelse av utslipp til luft 9 4.3 Utslipp til sjø beskrevet i RKU-Nordsjøen 9 4.4 Oppdatert oversikt over utslipp til sjø 10 5 Arealbeslag og konsekvenser for fiskeriene 11 5.1 Arealbeslag og konsekvenser omtalt i RKU-Nordsjøen 11 5.2 Oppdatert omtale av arealbeslag og konsekvenser 12 6 Akutte utslipp 12 6.1 Akutte utslipp behandlet i RKU-Nordsjøen 12 6.2 Oppdatert omtale av akutte utslipp 12 7 Tiltak for å redusere negative konsekvenser 13 8 Avslutningsplan 13 9 Samfunnsøkonomiske forhold 13 10 Miljøundersøkelser 13 11 Oppsummering 13
1 Innledning Sigyn er et gass-kondensat felt beliggende innenfor PL 072 i Nordsjøen ca 12 km øst for A plattformen, se figur 1. Figur 1. Beliggenheten av Sigyn (hentet fra RKU Nordsjøen, delrapport 1e) Eierforholdene i lisens PL072 og PL 046 framgår av tabell 1. Tabell 1. Eierforhold Sigyn (PL 072) og (PL 046) PL 072 PL 046 Esso 40 % 30 % Statoil SDFI 50 % 50 % Hydro 10 % 10 % Elf - 10 % 1
2 Prosjektbeskrivelse 2.1 Utbyggingsløsning presentert i RKU-Nordsjøen Følgende opplysninger er gitt om Sigyn i RKU-Nordsjøen, delrapport 1e: Tabell 2.1 Opplysninger om Sigyn gitt i RKU Nordsjøen Funn 16/7-4 Sigyn Blokk, utvinningstillatelse, 16/7, PL 072, 1981 tildelingsår Operatør Planlagt produksjonsstart 3. kvartal år 2002 Utvinnbare ressurser 6,2 mrd Sm 3 gass, 5,1 mill Sm 3 kondensat, 2,2 mill tonn NGL Forventet platåproduksjon 3,0 mill Sm 3 gass/døgn, 2800 Sm 3 kondensat/døgn, 1100 tonn NGL/døgn Utbyggingsløsning 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 A. Havdypet i området er ca 80 m. Transport av produksjonen vil skje i eksisterende rørledninger for 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. Ved innsending av RKU-Nordsjøen ble det antydet følgende mulige utbyggingsløsning for Sigyn: Det søkes utbyggingsløsninger som vil benytte seg mest mulig av eksisterende infrastruktur i området og flere ulike alternativer vurderes for plassering av en sentral prosesseringsplattform. En broforbundet plattform ved A (Basis alternativ) eller B. En selvstendig løsning ved Volve er et annet aktuelt alternativ. Prosessplattformen vil prosessere de ulike brønnstrømmer fra Glitne, Volve og muligens Vest olje, samt sørge for lagring og utskipning av stabilisert olje. Sigyn planlegges koplet opp via ny plattform eller direkte inn til 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. 2
15/9 Volve Glitne Loke Vest Øst SLV-olje SLB SLT/SLA Gungne 16/7Sigyn Figur 2.1 - Skisse av mulig utbyggingsløsning presentert i RKU-Nordsjøen, delrapport 1e Tabell 2.2 Planlagte rørledninger ved utbygging av Sigyn. (Hentet fra RKU-Nordsjøen) Strekninger Funksjon Lengde, km Antall, dimensjon Ressursklasse 3 Sigyn - A eller O * brønnstrøm 12 2 x 10 vanninjeksjon 12 1 x 10 gassinjeksjon 12 1 x 8 kontrollkabel 12 1 x 8 O - lasteanlegg lasting av olje 2 1 x 24 * eventuell oljeprosesseringsplattform ved SLA Utbyggingen av oljeforekomstene i området (bl.a. Sigyn) ble opprinnelig planlagt gjennomført ved en ny prosessplattform tilknyttet A (Basis alternativ), eventuelt B. Utslippsdata innrapportert til OED høsten 1997 la til grunn tradisjonell kraftgenerering med gassturbindrevet generator for å dekke totalt kraftbehov. Som alternativ ble det vurdert overføring av kraft produsert ved et kombinert dampkraftkraftanlegg på A. Som basisalternativ ble det planlagt å transportere oljen med skytteltankere. 2.2 Oppdatert utbyggingsløsning I RKU-Nordsjøen var brønnhodeplattform og havbunnsbrønnrammer nevnt som to alternative utbyggingsløsninger. Valget har nå falt på en havbunnsutbygging. I RKU var A (SLA) eller en ny plattform tilknyttet SLA nevnt som mulige tilknytningsalternativer. Valget har nå falt på en oppkobling direkte til SLA. Det planlegges 1 brønnramme med 2 gassproduksjonsbrønner på Sigyn Vest, og 1 brønnramme med 1-2 oljeproduksjonsbrønner på Sigyn Øst. 3
Mellom Sigyn Vest og SLA vil det bli lagt 2 brønnstrømsrørledninger, den ene mellom Sigyn Øst og SLA og den andre mellom Sigyn Vest og SLA. I tillegg vil det bli lagt en kontrollkabel som tilknyttes begge brønnrammene. Avstanden mellom Sigyn og SLA er 12 km. Den oppdaterte utbyggingsløsningen er vist i figur 2.2. Antall rørledninger er noe redusert sammenlignet med det som var antydet i RKU-Nordsjøen (jfr tabell 2.2) SLEIPNER - SIGYN UTBYGGINGSPLAN East Loke 9" 9" 40" Kolsnes Troll 20" Kårstø SLB SLT SLR 20" 30" 16/11 S SLA 40" Zeebrugge 10" 8" Sigyn BM 160201 Figur 2.2. Oppdatert utbyggingsløsning for Sigyn Hydrokarbonstrømmene fra Sigyn Vest og Sigyn Øst skal prosesseres på A. Tilknytningen av denne nye satellitten vil kreve modifikasjoner i prosessanlegget på plattformen: Sigynreservoaret planlegges tømt gjennom trykkavlastning (fase 1). Bruk av gassinjeksjon kan bli aktuelt for å oppnå en bedre utvinningsgrad (fase 2). Gjennomføring av fase to vil bli tatt stilling til etter at en har vunnet erfaring med produksjonen i fase 1. Fase 1 vil bli søkt gjennomført på en sånn måte at det er mulig senere å igangsette gassinjeksjon. Dersom nødvendig, vil det bli gjort begrensede forhåndsinvesteringer for å ivareta denne fleksibiliteten. Gassen fra Sigyn vil bli transportert i eksisterende rørledningssystem til Zeebrügge (Zeepipe). Kondensat/lettolje transporteres gjennom Kondensatrørledning til Kårstø Et sammendrag av foreløpig estimerte investeringer er vist i Tabell 2.3. Det gjøres oppmerksom på at det er en viss usikkerhet knyttet til estimatet, og at det arbeides for å redusere denne usikkerheten fram mot PUD. Tabell 2.3 Investeringsestimat (2000 MNOK) Kategori Fase 1 Fase 2 Total Undervannsutstyr 700 246 946 Modifikasjoner på A 281 31 312 Boring 406 239 645 4
Total 1387 516 1903 3 Reservoar og ressurser 3.1 Reservoar og ressurser beskrevet i RKU-Nordsjøen Sigyn var ved innsending av RKU-Nordsjøen plassert i ressursklasse 3 (Ressurser i sen planleggingsfase), og det var forutsatt produksjonsstart i år 2002, se tabell 2.1 og tabell 3.1. Tabell 3.1 Ressurser innenfor ressursklasse 1-5 (fra RKU - Nordsjøen) Felt / Funn Opera- Opprinnelige ressurser Gjenværende ressurser tør Planlagt produksjonsperiode Olje mill Sm 3 Kondensat mill Sm 3 NGL mill tonn Gass mrd Sm 3 Olje mill Sm 3 Kondensat mill Sm 3 NGL mill tonn Ressursklasse 1: Reserver i produksjon Øst Statoil 1993-2014 20,8 9,52 38,4 6,8 3,6 9,6 Vest Statoil 1996-2014 27,6 8,7 128,1 22,4 7,7 125,3 Gungne Statoil 1996-2005 1,5 0,51 4,5 0,8 0,27 4,5 Loke Statoil 1996-2006 1,3 0,53 3,5 1 0,28 2,4 Varg Saga 1998-2002 5,8 5,8 Ressursklasse 3: Ressurser i sen planleggingsfase 15/5-5 Glitne Statoil 2002-2010 8,7 0,4 8,7 0,4 16/7-4 Sigyn Esso 2 002 -- 5,1 2,2 6,2 5,1 2,2 6,2 Gungne IOR Statoil 2000-2010 1,7 0,58 4,7 1,7 0,58 4,7 Ressursklasse 4: Ressurser i tidlig planleggingsfase 16/7 Alpha N/S Esso 0,5 0,3 1,8 0,5 0,3 1,8 15/9-19 SR Volve Statoil 2002-2009 12,1 1,8 12,1 1,8 15/5-1 Dagny Statoil/ Esso 2005-2012 2,0 5,8 2,0 5,8 Ressursklasse 5 : Ressurser som kan bli bygd ut på lang sikt 15/8-1 Alfa Sentral Statoil 2012-2016 1 0,5 4,1 1 0,5 4,1 15/3-4 Statoil/ 2005-2025 2,2 1,1 2,2 1,1 BP Amoco 15/5-2 Statoil 2005-2012 0,28 3,56 0,28 3,56 Gudrun Statoil/ 2005-2020 15,9* 33,3* 15,9* 33,3* (15/3-1S og BP 15/3-3) Amoco Andre ressurser Statoil 1,8 0,3 1,8 0,3 Gass mrd Sm 3 5
Vest olje Beta Sør Saga 2000-2002 4,7 4,7 Pinnsvin Amoco Produksjonsprognoser der Sigyn var inkludert ble presentert i RKU-Nordsjøen, se figurene 3.1 og 3.2. millioner Sm3 o.e. Produksjon av gass 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1996 2001 2006 2011 År Troll Tampen Oseberg Frigg - Heimdal Ekofisk Figur 3.1 Produksjonsprognoser for gass. Sigyn er inkludert i tallene for (Hentet fra RKU-Nordsjøen) 200 Produksjon av olje millioner Sm3 o.e. 150 100 50 0 1996 2001 2006 2011 År Troll Tampen Oseberg Frigg - Heimdal Ekofisk Figur 3.2 Produsjonsprognoser for olje. Sigyn er inkludert i tallene for. (Hentet fra RKU-Nordsjøen) 3.2 Oppdatert beskrivelse av reservoar og ressurser Utvinnbare ressurser er ifølge de siste beregningene slik som vist i tabell 3.2. Tabell 3.2. Oppdaterte beregninger av utvinnbare reserver Væske (kondensat + NGL) Gass Ved trykkavlastning (fase 1) 6,1 MSm 3 5,3 GSm 3 Ved gassinjeksjonen (fase 2) 10,2 MSm 3 5,5 GSm 3 Produksjonsvolumet ved platåproduksjon er fortsatt beregnet til 3 mill Sm 3 gass/døgn. 6
Ressursene er fordelt på to reservoarer: Sigyn Vest og Sigyn Øst, der det vestre reservoaret inneholder et rikgass kondensat og det østre inneholder lettflytende olje. Sigyns forholdsmessige andel av petroleumsressursene i området framgår av tabell 3.1, og områdets andel av produksjonen i Nordsjøen framgår av figurene 3.1 og 3.2. Disse illustrasjonene gir fortsatt et noenlunde riktig bilde. Sigyn vil ikke øke det totale produksjonsvolumet på A, men bidra til å opprettholde produksjonen etterhvert som produksjonen fra allerede utbygde felter tilknyttet A avtar. Produksjonsperioden er beregnet til 10 år med kun trykkavlasting (fase 1) og opptil 14 år med gassinjeksjon (fase 2). 4 Utslipp til luft og sjø 4.1 Utslipp til luft beskrevet i RKU-Nordsjøen I RKU-Nordsjøen er utslipp fra alle delområder og fra de enkelte eksisterende og planlagte installasjoner beskrevet. Samtidig ble det gjort en gjennomgang av tiltak for å redusere utslipp, og disse ble kategorisert i henholdsvis gjennomførte tiltak, tiltak som det er fattet beslutning om å gjennomføre, og tiltak som fortsatt var til vurdering. For Sigyn ble utslippene beskrevet ut fra innrapporteringen til RNB 1998, basert på den utbyggingsløsningen som den gang var mest aktuell. Sigyns utslipp sammenlignet med andre utslipp i området er illustrert i figur 4.1. og 4.2, hentet fra RKU. Akkumulerte utslipp av CO2 i perioden 1996-2015 Millioner tonn CO2 33 30 27 24 21 18 15 12 9 6 3 0 Volve Glitne Dagny Sigyn Varg Uten tiltak Med gjennom førte og beslutta tiltak Inkl. tiltak til vurdering Figur 4.1 Totale utslipp av CO 2 i perioden 1996-2015 for de ulike feltene i området, med og uten utslipps-reduserende tiltak. (Fra RKU-Nordsjøen) 7
Akkumulerte utslipp av NOx i perioden 1996-2015 Tusen tonn NOx 70 60 50 40 30 20 10 Uten tiltak Med gjennomførte og beslutta tiltak Inkl. tiltak til vurdering 0 Volve Glitne Dagny Sigyn Varg Figur 4.2 Totale utslipp av NO x i perioden 1996-2015 for de ulike feltene i området, med og uten utslipps-reduserende tiltak. (Fra RKU- Nordsjøen) Basert på innrapporteringen til RNB 1998 ble det også lagt en framstilling der utslippene fra de ulike delområdene i Nordsjøen ble framstilt. Dette er vist i figurene 4.3-4.4. 12 CO2-utslipp, alle kilder millioner tonn CO2 10 8 6 4 2 0 1996 2001 2006 2011 År Troll Tampen Oseberg Frigg - Heimdal Ekofisk Figur 4.3 Prognose for samla utslipp av CO 2 hele Nordsjøen, sammenlignet med prognose for utslipp fra området og de øvrige 5 delområdene. Transportsektoren er inkludert. 8
tusen tonn NOx-utslipp, alle kilder 70 60 50 40 30 20 10 0 1996 2001 2006 2011 År Troll Tampen Oseberg Frigg - Heimdal Ekofisk Figur 4.4 Prognose for samla utslipp av NO x hele Nordsjøen, sammenlignet med prognose for utslipp fra området og de øvrige 5 delområdene. Transportsektoren er inkludert. 4.2 Oppdatert beskrivelse av utslipp til luft Den reviderte utbyggingsløsningen for Sigyn vil ikke i vesentlig grad gi endrede utslipp til luft sammenlignet med et som er beskrevet i RKU-Nordsjøen, og framstillingen i RKU er dekkende. 4.3 Utslipp til sjø beskrevet i RKU-Nordsjøen I RKU-Nordsjøen er det gitt en oversikt over utslipp av produsert vann fra de ulike feltene i Nordsjøen. Iflg. prognosene vil området i perioden 1999-2015 bidra med 2% av de samlede utslippene av produsert vann i norsk del av Nordsjøen. Gjennomsnittlig konsentrasjon av olje i produsert vann i området er oppgitt til 25 mg/l, noe som er under gjennomsnittet for Nordsjøen. Totalt oljeutslipp med produsert vann fra området er for perioden 1999-2015 estimert til 356 tonn, tilsvarende 0,8 % av de samlede oljeutslipp i Nordsjøområdet. En egen temarapport (Temarapport 6) i RKU har behandlet konsekvensene av utslipp av produsert vann gjennom modellering av utslippskonsentrasjoner og miljørisikoberegninger (DREAM-modellen). I disse beregningene er det for Sigyn lagt til grunn et utslipp av produsert vann på 300 m 3 i år 2000. Til sammenligning er det for samme år lagt til grunn et utslipp av produsert vann fra A på 136.400 m 3. I RKU-Nordsjøen er det opplyst at reinjeksjon av produsert vann har vært vurdert for A, men at dette ikke har blitt anbefalt da forventet miljøgevinst er liten sammenlignet med kostnadene. Det var den gang ikke behov for vanninjeksjon som trykkstøtte, og reinjeksjon ville derfor føre til en netto økning i utslippene til luft. 9
RKU-Nordsjøen tar ikke spesifikt opp problemstillinger knyttet til klargjøring av rørledninger. Kjemikalier er generelt omtalt (temarapport 6, kap. 2.4). Boreoperasjoner er den klart største kilden til utslipp på sokkelen (94,3 %), mens produksjonskjemikalier og vanninjeksjons- og rørledningskjemikalier utgjør det resterende (hhv. 4,7 % og 1 % i 1996). Videre er det gitt en generell omtale av ulike kjemikalier, bl.a. korrosjonshemmere, oksygenfjernere og biosider, som alle kan være aktuelle å benytte i forbindelse med klargjøring av rørledninger. RKU-Nordsjøen beskriver på generelt grunnlag miljøkonsekvenser knyttet til utslipp av boreavfall (Temarapport 6, del 3). Etter at forbudet mot utslipp av borekaks med vedheng av oljebaserte borevæsker ble innført, har negativ påvirkning på bunnfaunaen blitt signifikant mindre. I tillegg har andre tekniske forbedringer redusert mengde og giftighet av utslippene. Vannbaserte borevæsker har minst effekt på bløtbunnsfauna, og de negative effektene som kan registreres er i første rekke et resultat av fysisk nedslamming. Påvisbare effekter er som regel begrenset til området innenfor 100 m avstand fra boreaktiviteten. En utvikling mot at en økende andel av letebrønnene også senere blir brukt som produksjonsbrønner eller injeksjonsbrønner, setter høyere krav til borevæskene. Vannbasert borevæske må derfor til en viss grad erstattes med syntetisk borevæske, som regnes å være mer ugunstig i forhold til miljøet. Strategier for å redusere skadelige utslipp fra boring kan være reinjeksjon av borekaks, overgang til vannbaserte borevæsker, redusert hulldiameter, utfasing av kjemikalier med skadelig miljøeffekt mm. 4.4 Oppdatert oversikt over utslipp til sjø I forbindelse med utbygging av Sigyn vil det bli utslipp til sjø fra følgende kilder: Boring Det vil under boringen bli benyttet en separat, flyttbar borerigg. Vannbasert borevæske vil bli benyttet fra sjøbunnen til ca. 1200 mmd. Borekaks fra denne delen vil bli dumpet overbord. En gjenbruksordning for vannbasert borekaks vil sikre at forbruket blir minst mulig. Oljebasert boreslam vil bli benyttet fra 1200 mmd til TD. Borekaks fra denne delen vil enten bli transportert til land for destruksjon eller injisert tilbake i formasjonene på feltet (valg av løsning er ikke konkludert). Inntrekking av rør til A Det er foreløpig uklart i hvilken grad det vil være nødvendig å fjerne gammel borekaks ved inntrekkingsstedet for rørledningene til A. Det vil bli foretatt en inspeksjon av kakshaugene rundt A for å klargjøre dette. Klargjøring av rørledninger Etter at rørledningene er lagt på havbunnen vil de bli fylt med sjøvann tilsatt begroings- og korrosjonshemmer for å hindre marin begroing korrosjon i perioden fram til produksjonsstart. Ved tilkobling av rørledningene til havbunnsbrønnrammer og mottaksplattform vil dette vannet bli sluppet ut i sjøen. Hvilke kjemikalier som faktisk vil bli benyttet avhenger av materialkvalitet i rørledningene og hvor lang tid rørledningene antas å bli liggende før tilkobling/produksjonsstart. 10
ExxonMobil Produsert vann Det er ikke forventet at det vil produseres fritt vann fra Sigyn. Dersom det imidlertid skulle vise seg at reservoaret har en aktiv vannsone, vil det medføre kun en begrenset mengde produsert vann, og vil på det meste kunne være drøyt 100 m3/dag (i RKU Nordsjøen er anslaget for hele Nordsjøen ca 300.000 m3/dag). Dette er tatt hensyn til i de pågående studiene av prosessutstyret på. Eventuelt produsert vann vil bli sluppet ut i sjøen sammen med produsert vann fra A, etter å ha blitt renset i eksisterende renseanlegg. Sigynreservoaret er planlagt tømt gjennom trykkavlastning uten behov for injeksjon av vann (fase 1). I fase 2 vil det bli vurdert å øke utvinningsgraden gjennom injeksjon av gass. Her vil utslipp til luft øke i forhold til fase 1, men det blir ingen utvidelse av allerede eksisterende kompressorkapasitet på. 5 Arealbeslag og konsekvenser 5.1 Arealbeslag og konsekvenser omtalt i RKU-Nordsjøen I RKU-Nordsjøen er en egen temarapport viet konsekvenser for fiskerier og akvakultur (Temarapport 7) Området ved -installasjonene og mellom A og Sigyn benyttes for konsumtrålfiske. Det berørte området benyttes ikke i nevneverdig grad for industritrålfiske eller ringnotfiske. Se figur 5.1. Figur 5.1. Fiskerier i området ved (hentet fra RKU-Nordsjøen) 11
Det tråles uten noen dominerende retning. I rapporten er det vist til at for konsumtråling er det arealbegrensinger omkring installasjoner og steinfyllinger over rørledninger som medfører de største ulempene. Vurderingene i RKU-Nordsjøen la til grunn at det vil bli plassert en brønnhodeplattform på Sigyn, og at denne ville forårsake et arealbeslag på i størrelsesorden 1-1,5 km 2. 5.2 Oppdatert omtale av arealbeslag og konsekvenser Som beskrevet i foregående kapitler er utbyggingsalternativet med en brønnhodeplattform på Sigyn forlatt. Likeens er det ikke lenger aktuelt med en ny oljeprosesseringsplattform ved A. Antallet rørledninger er noe redusert i forhold til de skisserte utbyggingsplanene i RKU. Det vil derfor ikke bli noen nye arealbeslag som følge av utbyggingen av Sigyn. Alle havbunnsinstallasjoner vil bli gjort overtrålbare. I de periodene der det foregår marine operasjoner (utplassering av brønnrammer, boring og komplettering, rørlegging) vil det i praksis bli mindre sikkerhetssoner omkring de deltakende fartøyene. I praksis vil dette foregå på den måten at en vaktbåt sørger for å informere annen trafikk om faremomenter og anbefalte sikkerhetsavstander. Konsekvensene for trålfiske som følge av rørledningene vurderes også å være ubetydelige, i og med at rørledningene vil bli gravd ned og dekket med stein, og at trålaktiviteten i området er begrenset og uten noen dominerende trålretning. 6 Akutte utslipp 6.1 Akutte utslipp behandlet i RKU-Nordsjøen I RKU-Nordsjøen behandles akutte utslipp i en egen temarapport. Det er gjort vurderinger omkring utblåsningssannynligheter, drivtid til land og faren for forurensing av strandområder. RKU-Nordsjøen gir en utfyllende beskrivelse av sårbare ressurser i området generelle forhold vedrørende sannsynligheter og varigheter for aktuelle kategorier uhellsutslipp aktuelle influensområder og fysiske/kjemiske forhold vedrørende olje på havoverflaten eller en undervannsutblåsning økologiske virkninger av et evt akutt utslipp av olje på de mest sårbare ressursene (plankton, fisk, sjøfugl, pattedyr, strandområder, friluftsliv/turisme, naturvern, akvakulturnæringen) oljevernberedskap (se også RKU-vedlegget) 12
6.2 Oppdatert omtale av akutte utslipp Økningen i risiko for akutte utslipp på grunn av Sigyn vil være knyttet til risikoen for en ukontrollert utblåsning under boring og komplettering av havbunnsbrønnene, og lekkasjer fra rørledninger. Øvrige risiki antas å være de samme med og uten en tilknytning av Sigyn, da utbyggingen ikke krever ytterligere infrastruktur. I og med at Sigyn er et gass- og kondensatfelt vil miljørisikoen knyttet til akutte utslipp være liten. Kondensat/lettolje på havoverflaten vil fordampe hurtig, og spredningen vil dermed være begrenset. 7 Tiltak for å redusere negative konsekvenser Som beskrevet vil Sigyn produksjonen kobles til eksisterende plattform, uten at kapasiteter på denne økes. Hva gjelder installasjoner på havbunnen, vil tradisjonelle, kjente løsninger benyttes. Prosjektpersonell har hatt møte med fiskeridirektoratet og presentert den anbefalte utbyggingsløsning. Det legges opp til fortsatt dialog med fiskeridirektoratet når detaljplanleggingen er kommet videre og før innsendelse av PUD. 8 Avslutningsplan Det vil i henhold gjeldende regler bli laget en egen avslutningsplan før nedstengning av installasjonene på Sigyn. Avslutningsplanen vil inkludere en konsekvensutredning. Brønnene på Sigyn vil ved produksjonsavslutning bli avstengt på vanlig måte og bunnrammene vil bli fjernet. 9 Samfunnsøkonomiske forhold Sigyn er et gass/kondensat/oljefelt som er rikt på væske. Miljøbelastningen vil være svært beskjeden, da utbyggingsløsningen er basert på bruk av eksisterende infrastruktur (), og produksjon og prosessering vil gjennomføres innenfor eksisterende kapasitet på. Utbyggingen av Sigyn er planlagt i en periode da det er relativt lav investeringsaktivitet i norsk olje og gassindustri. Totale investeringer for utbyggingen er anslått til å være i størrelsesorden 2 milliarder NOK, og norsk andel er antatt å være ca. 55% (temarapport 8B i RKU viste anslag på 2.9 milliarder NOK med norsk andel på ca. 55%). Dette inkluderer boring, havbunnsinastallasjoner og rørledninger for fase 1 og 2. 10 Miljøundersøkelser På stasjonen ved A ble bunndyrsamfunnet karakterisert som noe forstyrret. Resultatene viser generelt liten biologisk påvirkning av bunndyrsamfunn pga.oljevirksomheten i området. I området ved A var innholdet av hydrokarboner (THC) i sedimentene lavt (mindre enn 25 mg/kg på de innerste stasjonene). Det har vært gjennomført regelmessige miljøundersøkelser rundt A siden 1992. Et sammendrag av resultatene fra undersøkelsen er gjengitt i RKU- Nordsjøen, temarapport 1e. Den siste undersøkelsen ble gjennomført i mai/juni 2000. 13
Det har aldri vært rapportert høye nivåer at hydrokarboner eller tungmetaller i sedimentene rundt A. Resultatene fra 2000-undersøkelsen viser også gjennomgående lave verdier. Høyeste verdi ( 16,9 mg THC/kg tørt sediment) er målt på en stasjon som er 250 m fra plattformen langs 280 o -aksen. De andre stasjonene ligger ned mot eller under 10 mg THC/kg tørt sediment som kan regnes som et naturlig innhold av hydrokarboner i sedimenter fra Nordsjøen. Ingen av stasjonene rundt A er i 2000-undersøkelsen vurdert å være biologisk påvirket p.g.a. av utslippene fra plattformen. 14