RKU Nordsjøen 1999 Temarapport 1a Tampenområdet - Januar 1999

Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i Nordsjøen

Temarapport 1a

INNHOLDSLISTE

side443.4.1Reduksjon av energibehovet, bedre utnyttelse av energien i

prosessen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

side443.4Tiltak for å redusere utslipp til luft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side423.3Målsettinger for utslipp til sjø . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side413.2Målsettinger for reduksjon av utslipp til luft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side403.1Bakgrunn for miljøtiltak . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side403Miljøtiltak i Tampenområdet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side392.6.3Planlagte rørledninger i Tampenområdet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side372.6.2Feltinterne rørledninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side362.6.1Statpipe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side362.6Rørledninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side33

2.5Oversikt over opprinnelige og gjenværende ressurser iTampenområdet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

side322.4.7H-Nord / H-Vest . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side322.4.6Vigdis Øst . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side312.4.5H-SENTRAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side312.4.4STUJ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side302.4.3Kvitebjørn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side292.4.2Sygna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side282.4.1Huldra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side282.4Felt under vurdering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side272.3.3Statfjord Nordflanken . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side262.3.2Gullfaks Satellitter Fase 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side262.3.1Snorre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side262.3Felt under utbygging . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side252.2.10Visund . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side242.2.9Vigdis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side232.2.8Tordis Øst . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side232.2.7Tordis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side222.2.6Snorre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side212.2.5Veslefrikk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side202.2.4Gullfaks satellitter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side172.2.3Gullfaks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side162.2.2Statfjord Satellittfelter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side132.2.1Statfjord . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side132.2Felt i produksjon . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side122.1Oversikt over lisenser og funn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side112Oversikt over felt og rørledninger. Forventninger til framtidige funn . . . . . . . . . .side101.5Geografisk avgrensing av Tampenområdet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side91.4Oppdatering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side91.3Forholdet til feltspesifikke konsekvensutredninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side81.2Formålet med konsekvensutredningen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side71.1Organisering av utredningsarbeidet. Rapportstruktur. . . . . . . . . . . . . . . . . . .side71Innledning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side4Sammendrag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side3Forord . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

91Vedlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side906Referanser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side885.7Overvåking av andre miljøressurser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side875.6Gjennomføring av framtidige overvåkingsundersøkelser . . . . . . . . . . . . . . . .side87

5.5Hvordan vil resultatene fra overvåkingsundersøkelsene bli benyttetav oljeselskapene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

side865.4Utvikling over tid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side835.3Resultat fra sedimentundersøkelser i Tampenområdet . . . . . . . . . . . . . . . . .side825.2Overvåking av vannsøylen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side815.1Undersøkelser av havbunn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side805Miljøundersøkelser og overvåkingsprogrammer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side764Utslippsprognoser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side713.9Oppsummering av miljøtiltak i Tampenområdet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side673.8.3Framtidige installasjoner med egne utslipp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side663.8.2Akkumulerte utslippsreduksjoner, eksisterende felt . . . . . . . . . . . . . .side593.8.1Utbygde felt med egne utslipp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side573.8Feltspesifikke tiltak for å redusere utslipp til luft og sjø . . . . . . . . . . . . . . . .side553.7.2Hydro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side533.7.1 Statoil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side53

3.7Selskaps-spesifikke programmer for å redusere utslipp avklimagasser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

side513.6.1VOC-prosjektet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side513.6Prosjekter og programmer for å utrede utslippsreduserende tiltak . . . . . . .side503.5.4Rensing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side493.5.3Reinjeksjon i berggrunnen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side493.5.2Forbedring av prosess . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side483.5.1Reduksjon ved kilden. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side483.5Tiltak for å redusere utslipp til sjø . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side473.4.5Kraft fra land/Alternativ kraftforsyning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side463.4.4Rensing og deponering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .side453.4.3Optimalisering av prosessen. Redusert behov for fakling . . . . . . . . . .side453.4.2Mer effektiv kraftgenerering og kraftdistribusjon . . . . . . . . . . . . . . . .

Forord

Denne rapporten inngår som en del av “Regional konsekvensutredning for petroleums-virksomheten i Nordsjøen” (RKU-Nordsjøen). Rapporten er utarbeidet av Statoil.

RKU-Nordsjøen består av en rekke temarapporter som dokumenterer konsekvensene av densamlede nåværende og framtidige petroleumsaktiviteten på norsk sokkel sør for 62.breddegrad. En nærmere oversikt over temarapportene er gitt i innledningskapitlet. Deenkelte temarapportene kan leses uavhengig av hverandre, og de vil kunne oppdateres hverfor seg etter behov.

Utarbeidelsen av dokumentasjonen ble igangsatt på henstilling fra Olje- og Energideparte-mentet (OED) samt etter eget ønske fra de deltakende selskapenes side. De deltakendeselskaper har vært: Amoco, BP, Conoco, Esso, Hydro, Mobil, Phillips, Saga, Shell og Statoil.Utredningsarbeidet har vært organisert med en ressursgruppe bestående av alle de deltakendeselskapene og flere arbeidsgrupper innenfor ulike deler av utredningsarbeidet.

I samsvar med de generelle bestemmelsene om konsekvensutredninger i Petroleumsloven, erdet utarbeidet et utredningsprogram forut for utredningsarbeidet (Statoil 1998). Olje- ogEnergidepartementet sendte utredningsprogrammet for RKU-Nordsjøen på høring 15. juli1998. Frist for å komme med merknader ble satt til 1. oktober. Mottatte høringsuttalelser ertatt hensyn til i de ulike temarapportene. En oversikt over høringsuttalelsene er tatt inn somvedlegg til temarapport Ia og Ie.

Hensikten med regionale konsekvensutredninger er primært å gi en bedre oversikt overkonsekvensene av petroleumsaktiviteten på sokkelen enn det enkeltstående feltvise konse-kvensutredninger gir. Den regionale konsekvensutredningen vil tjene som referansedokumentfor framtidige feltspesifikke konsekvensutredninger. Dette forventes å bety en forenkling ogforbedring av utredningsarbeidet. I forbindelse med RKU-arbeidet er Nordsjøen delt inn i 6delområder. Disse delområdene er:

TampenområdetTrollområdetOsebergområdetFrigg-HeimdalområdetSleipnerområdetEkofiskområdet.

side3

Sammendrag

Petroleumsloven krever at det blir utarbeidet en selvstendig feltspesifikk konsekvens-utredning 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 “bitfor 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 petroleumsvirksomhetenendres.

Denne rapporten inngår som en av flere rapporter i “Regional konsekvensutredning forpetroleumsvirksomheten i Nordsjøen” (RKU-Nordsjøen).

Bekrivelse av ressurser, felt og installasjoner.Rapporten gir en oversikt over eksisterende og mulig framtidig petroleumsvirksomhet i dendelen av Nordsjøen som kalles Tampenområdet. For hvert enkelt felt er eksisterende ogplanlagte utbyggingsløsninger beskrevet, og det er gitt en oversikt over opprinnelige oggjenstående utvinnbare reserver. En oversikt for hele Tampenområdet viser at de opprinneligkalkulerte utvinnbare ressursene innenfor ressursklassene 1-5 var ca 1580 mill Sm3 olje ogkondensat. De gjenværende utvinnbare ressursene innenfor disse ressursklassene er vedutgangen av 1998 kalkulert til i underkant av 730 mill Sm3. For gass er de tilsvarende tallenehhv. ca 390 mrd Sm3 og 320 mrd Sm3.

Tampenområdet har ved utgangen av 1998 i alt 10 produksjonsinstallasjoner (Statfjord A, B og C, Gullfaks A, B og C, Snorre TLP, Veslefrikk A og B og Visund) i overflatestilling. Itillegg er det flere lastebøyer og en rekke undervannsinstallasjoner. 3 nye produksjons-plattformer (Snorre B, Huldra og Kvitebjørn) og en rekke undervannsinstallasjoner er underplanlegging. Med unntak av Veslefrikk har ingen av feltene i Tampenområdet pr. i dagtilknytning til transportledninger for olje. Oljetransporten ut av området skjer derfor i allhovedsak med skytteltankere. Av planlagte felt kan Kvitebjørn få rørtilknytning for transportav kondensat til Oseberg. For de øvrige utbyggingene vil det sannsynligvis bli oljetransportmed skytteltankere.

RørledningerStatpipe er den eneste større eksportrørledningen (gass) i området, men Tampenområdet haret stort antall rørledninger og kontrollkabler mellom og innen de enkelte feltene. De fleste avdisse har små dimensjoner, og utgjør ikke noe hinder for utøvelse av fiske i området.Rørledninger og koblinger representerer muligheter for lekkasjer, og bidrar slik til det totalerisikobildet knyttet til petroleumsvirksomheten i området. Til sammen utgjør eksisterenderørledninger og kabler en samlet lengde på 250-300 km. Igangværende og planlagteutbygginger innebærer flere nye rørledninger med en betydelig samlet lengde.

Utslippsreduserende tiltakTampenområdet vil i følge innrapporterte prognoser til Oljedirektoratet høsten 1997 bidramed omlag 40 % av de akkumulerte utslippene til luft (CO2 og NOx) fra petroleums-virksomheten i Nordsjøen i perioden 1996 - 2015.

For VOC vil det tilsvarende tallet være i overkant av 90 %, og for utslipp av produsert vann ioverkant av 50 %.

side4

I disse prognosene er det bare delvis tatt hensyn til effekten av utslippsreduserende tiltak.Tallene illustrerer at utslippsreduksjoner i Tampenområdet vil være avgjørende for hvorvidten klarer å nå eksisterende målsettinger om reduksjoner av de totale utslippene fra norsksokkel.

En rekke tiltak som bidrar til å redusere utslipp til luft og sjø er allerede gjennomført påinstallasjonene i Tampenområdet. I denne rapporten omtales bare de tiltak som er gjennom-ført etter 01.01.1996. Bakgrunnen for dette er at år 1995 er brukt som basisår i forbindelsemed Miljøsok*-arbeidet, og at mange av de målsettinger om utslippsreduksjoner som bådeoljeselskapene og myndighetene opererer med er knyttet til dette årstallet.

For hvert enkelt felt i Tampenområdet er det gitt en oversikt over aktuelle tiltak, gruppertslik:

1. Tiltak som er gjennomført2. 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. CO2 og NOx beregnet somantall tonn pr. år. Ved beregning av prosentvise utslippsreduksjoner har en sammenlignet medsituasjonen 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 detteikke innebærer noen forpliktelse for selskapene. Opplistingen anses likevel å ha verdi sominnspill i diskusjonen om hvordan målsettinger om utslippsreduksjoner skal kunne nås.

Hvorvidt tiltakene i kategori 3 blir gjennomført eller ikke vil blant annet avhenge avøkonomiske vurderinger. Det må derfor understrekes at det er lite sannsynlig at alle dissetiltakene vil bli gjennomført. På den annen side er det sannsynlig at nye tiltak vil komme tiletterhvert som den teknologiske utviklingen går videre. Tiltakene i kategori 3 må derforoppfattes som en illustrasjon på et mulig reduksjonspotensiale, slik situasjonen ser ut pr. idag.

For Tampenområdet samlet representerer gjennomførte og besluttede tiltak en utslippsreduk-sjon for CO2 på omlag 9 % (ca 5,5 millioner tonn) for perioden 1996 - 2015. Tiltak som pr. idag er til vurdering representerer et reduksjonspotensiale på ytterligere ca 12,5 % (ca 7millioner tonn).

De tiltakene som er gjennomført etter 01.01.1996 , sammen med de tiltakene som det er fattetbeslutning om å gjennomføre, vil i år 2005 føre til at utslippene av CO2 fra Tampenområdeter redusert med ca 11 % sammenlignet med en situasjon uten gjennomføring av de sammetiltakene.

* MILJØSOK - forum for samarbeid mellom selskapene på norsk sokkel innenfor miljøområdet. Rapport

ble framlagt i 1996.

side5

Produksjons- og utslippsprognoserRapporten gir i kapittel 4 en kort oversikt over forventet produksjon av olje og gass iTampenområdet, og relaterer dette til produksjonen i de andre delområdene i Nordsjøen.Tilsvarende prognoser er gitt for utslipp av hhv. CO2, NOx og produsert vann, basert på tallinnrapportert til Oljedirektoratet høsten 1997. Oversikten viser at Tampenområdet er detdelområdet som representerer det største enkeltbidraget både når det gjelder CO2, NOx ogprodusert vann i hele perioden fram til år 2015.

MiljøovervåkingOvervåking av bunnsedimenter og vannsøyle gjennomføres regelmessig etter opplegg fastsattav myndighetene. Det er gitt et kort sammendrag av de viktigste resultatene. Disse viser athele Tampenområdet har et svakt forhøyet nivå av ulike kjemiske komponenter som en følgeav et jevnt tilsig av ulike kjemikalier fra oljeaktiviteten i området. Innholdet av THC(hydrokarboner) på referansestasjoner og regionale stasjoner er likevel gjennomgående lavt,dvs lavere enn 10 mg/kg. Bare 3 % av det undersøkte området hadde høyere verdier.

side6

1 Innledning

Petroleumsloven krever at det blir utarbeidet en selvstendig feltspesifikk konsekvens-utredning 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 “bitfor 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 petroleumsvirksomhetenendres. Det har også vært et ønske om å få til en mer effektiv og mindre ressurskrevendeutredningsprosess. Dette var bakgrunnen for at den første regionale konsekvensutredningenble utarbeidet for Tampenområdet i 1995 (Hydro 1995). Utredningen for Tampen har værtbenyttet som grunnlag for flere forenklede feltspesifikke konsekvensutredninger, bl.a. forStatoils 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 kunnskaperkommet til. Gjennom bruk av den eksisterende utredningen fra 1995 og utarbeidelse avregionale 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 ikapittel 1.2.

1.1 Organisering av utredningsarbeidet. Rapportstruktur.

Den første RKU for Tampenområdet bestod av en enkelt rapport, som hovedsakelig fokusertepå aktiviteten innenfor Tampenområdet, uten i særlig grad å se denne i sammenheng medaktiviteten 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 forseg etter behov.

På denne måten håper en at det i større grad enn før skal bli mulig å bruke den regionaleutredningen til å vurdere konsekvensene av nye enkeltprosjekter i et riktig perspektiv.

I RKU - Nordsjøen er Nordsjøen delt inn i 6 delområder, hovedsakelig med utgangspunkt iinfrastruktur og operatøransvar. Aktiviteten innen et delområde vil i de fleste tilfeller kunnemedføre konsekvenser utover delområdets grenser. Influensområdene vil altså til en viss gradoverlappe hverandre. Graden av overlapping vil variere med hvilket tema som fokuseres.Eksempelvis vil utslipp til luft kunne ha et influensområde som strekker seg overstørsteparten av Nordsjøen, og i tillegg inn over fastlandet. For regulære utslipp til sjøderimot (produsert vann), vil influensområdet hovedsakelig omfatte det delområdet hvoraktiviteten finner sted, samt deler av naboområdene.

side7

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 etsett 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 PrognoserTemarapport 3: Beskrivelse av influensområdet til havs og på landTemarapport 4: Uhellsutslipp - sannsynlighet, miljørisiko og konsekvenserTemarapport 5: Regulære utslipp til luft - konsekvenserTemarapport 6: Regulære utslipp til sjø - konsekvenserTemarapport 7: Fiskerier og akvakultur - konsekvenser området 58o N- 62o NTemarapport 8a: Samfunnsøkonomiske konsekvenser TampenområdetTemarapport 8b: Samfunnsøkonomiske konsekvenser Sleipnerområdet

1.2 Formålet med konsekvensutredningen

Hovedmålet med å utarbeide regionale konsekvensutredninger er å legge et best muliggrunnlag for å vurdere hvordan petroleumsaktiviteten (eksisterende og planlagte aktiviteter)vil påvirke miljø- og samfunnsinteresser (herunder naturressurser, næringsmessige interesserfiskerier og andre brukerinteresser) samt å beskrive de muligheter som finnes for å redusereeller unngå negative effekter. Videre skal RKU bidra til en forenklet og rasjonellkonsekvensutredningsprosess for enkeltprosjekter. Det er meningen atkonsekvensutredningsarbeidet skal inngå som en integrert del av planleggingen avutviklingen i de forskjellige utbyggingsområdene, og således være med på å legge premisserfor utbyggings- og driftskonsepter.

side8

For å få dette til er følgende punkter særlig viktige:

� RKU må inneholde oppdatert grunnlagsinformasjon om influensområdets fysiskemiljø, biologiske ressurser, økologiske sammenhenger, næringsinteresser ogrekreasjonsmessige interesser. Der det er mulig skal informasjonen presenteres påen slik måte at den kan danne grunnlag for overvåking av miljøtilstanden for åkunne avdekke eventuelle endringer som følge av drift av feltene.

� RKU skal identifisere og dokumentere mulige tiltak for å redusere eller unngånegative effekter av utslipp til luft og sjø, og av fysiske inngrep. Dette omfatterogså 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 utredningenedekke de krav som lovverket setter til konsekvensutredninger ved utbygginger på kontinental-sokkelen. Dette betyr at man ved utarbeidelse av framtidige feltvise konsekvensutredninger istor 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 konsekvenserutenfor nærsonen til installasjonen vil det bli henvist til den regionale konsekvens-utredningen, såfremt utbyggingen skjer innenfor de rammer for utslipp mv. som den regionalekonsekvensutredningen 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 gangden benyttes som bakgrunn for en feltspesifikk utredning. Derimot vil det være naturlig atden oppdateres dersom forutsetningene for utredningen blir vesentlig endret. Dette kan væretilfelle dersom det skal gjennomføres nye store utbygginger som det ikke er tatt høyde for iutredningene, eller dersom det innføres nye krav til hva som skal utredes ved nyeutbygginger. Oppsplittingen i temarapporter vil gjøre oppdateringen enklere, sammenlignetmed tidligere da alle tema ble behandlet i en og samme rapport. Oppdateringsfrekvensen vilkunne bli ulik for de ulike temarapportene.

side9

1.5 Geografisk avgrensing av Tampenområdet

Som det framgår av kartet på framsida av rapporten er Nordsjøområdet i forbindelse medutarbeidelse av Regionale konsekvensutredninger inndelt i 6 delområder, der Tampenområdeter et av disse.

Tampenområdet er etter dialog med OED definert til å omfatte området mellom grenselinjenmot Storbritannia i vest, 3° Ø; 62° N; og 60° 45` S. Denne avgrensingen er gjort medutgangspunkt i eksisterende infrastruktur og fordeling av operatøransvar. I forhold til denforrige regionale konsekvensutredningen for Tampenområdet (1995), er Tampenområdetutvidet til også å omfatte feltene Veslefrikk, Huldra og Kvitebjørn. Alle disse feltene opereresav Statoil. Øvrige operatører i området er Saga og Hydro.

Avgrensningen av Tampenområdet sammenfaller ikke helt med SFTs overvåkingsregionerfor Statfjordområdet, som omfatter hele området mellom 61°N - 62°N. Den valgteavgrensingen er imidlertid naturlig i forhold til teknisk infrastruktur og fordeling avoperatøransvar. Disse forholdene vil gjøre det betydelig enklere å gjennomføretiltaksvurderinger f.eks. innenfor miljøområdet enn om området skulle inkludert heleovervåkingsregionen. Tilsammen dekker Tampenområdet og Trollområdet hele den aktuelleovervåkingsregionen.

side10

2 Oversikt over felt og rørledninger. Forventninger til framtidigefunn

I dette kapitlet gis en oversikt over den eksisterende og mulige framtidige petroleums-virksomhet i Tampenområdet. Innledningsvis gis det en kort og tabellmessig presentasjon avlisenser og funn. Deretter i kapittel 2.2 gjennomgås felt i produksjon, og i kapittel 2.3 feltunder utbygging. Felt under vurdering presenteres i kapittel 2.4. I kapittel 2.5 gis det entabellmessig oversikt over de samlede petroleumsressurser i Tampenområdet innenforressursklassene 1 - 5). Avslutningsvis i kapittel 2.6 gis en oversikt over eksisterende ogplanlagte rørledninger i området.

Figur 2.1 Felt, installasjoner og rørledninger i Tampenområdet.

side11

2.1 Oversikt over lisenser og funn

De felt som inngår i Tampenregionen framgår av figur 2.1 og tabell 2.1 under. I Tampenområdet er følgende felt i produksjon:

� Statfjord (inkl. Statfjord Nord og Statfjord Øst)� Gullfaks (inkludert Gullfaks Sør, Rimfaks og Gullveig)� Snorre� Vigdis� Tordis (inkl. Tordis Øst)� Veslefrikk� Visund

Snorre B, Gullfaks Satellitter fase 2 og Statfjord Nordflanken er under utbygging. Huldra,Sygna, Kvitebjørn, H-Sentral og STUJ er under planlegging. Vigdis Øst og H-Nord/H-Vestforventes å komme i løpet av noen få år. Se også oversikt over reserver innenforressursklassene 1 - 5 i tabell 2.5.1.

Tabell 2.1 Oversikt over lisenser og funn. Opplysninger fra Olje- og Energidepartementets Faktahefte (OED 1998), og fra de enkelte selskapene

2001-2014SagaPL 08934/7H-Nord / H-Vest2002-2015SagaPL 08934/7Vigdis Øst2000-2009SagaPL 08934/7STUJ2003-2028StatoilPL 19334/11Kvitebjørn1999-2014SagaPL 08934/7H-sentral2000-2019Statoil Pl 037, 08933/9, 34/733/9-19S&A, Sygna2001-2009StatoilPL 051, 05230/2, 30/3Huldra2001-2018SagaPL 057, 08934/4, 34,7Snorre B1999-2012StatoilPL 037, 08933/9Statfjord nordflanken2001-2013StatoilPL 050, 050B34/10Gullfaks satellitter fase 21998-2028Norsk HydroPL 12034/8, 34/7Visund1997-2014SagaPL 08934/7Vigdis1998-2014SagaPL 08934/7Tordis Øst1994-2014SagaPL 08934/7Tordisl992-2020SagaPL 057, 08934/4, 34/7Snorre1989-2009StatoilPL 05230/3Veslefrikk1998-2012StatoilPL 05034/10Gullveig1998-2013StatoilPL 05034/10Rimfaks1998-2013StatoilPL 05034/10Gullfaks Sørl986-2017StatoilPL 050, 050B34/19Gullfaks A, B og C1994-2019StatoilPL 037, 08933/9, 34/7Statfjord Øst1995-2019StatoilPL 03733/9Statfjord Nord1979-2014StatoilPL 03733/9, 33/12Statfjord A, B og C1980 ---Oryx UKPL 03733/9Murchinson

Planlagt prod.periode

OperatørLisensBlokkFelt

side12

2.2 Felt i produksjon

I dette kapitlet omtales samtlige felt i produksjon i Tampenområdet. I forhold til Oljedirekto-ratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 1, reserver i produksjon.

2.2.1 Statfjord

Faststående, fullt integrert produksjonsplattform medbetongunderstell, Oljelagring i celler i understellet.Oljeeksport til skip via lastebøye. Gasstransport irørledning til Kårstø. Trykkstøtte opprettholdes ved hjelpav vann- og gassinjeksjon, samt VAG**. 42 plattformbrønner (slisser). 21 produksjonsbrønner, 3gass- og 9 vanninjeksjonsbrønner i drift pr. 31.12.97.Statfjord A delprossesserer olje og gass fra Snorre. Detforegår fortløpende bore- og brønnarbeide på plattformen.Statfjord A er koblet opp med et flotell, Polycrown.Vurderer fjerning av flotellet.

Utbyggingsløsning

19,5 mill Sm3 olje, 25,5 mrd Sm3 gass(se tabell 2.5.1 ang. oppdaterte ressursanslag forStatfjordfeltet )

Gjenstående utvinnbare reserver (Norskeandeler oppgitt, 85,47%, IOR* tiltak ikkemedregnet

5 mill Sm3 olje, 2,9 mrd. Sm3 gassProduksjon i 1997 (Norsk andel)

200 mill Sm3 olje, 68 mrd Sm3 gassOpprinnelig utvinnbare reserver (Norske andeleroppgitt, 85,47%, IOR* tiltak ikke medregnet)

1979-2014Planlagt produksjonsperiodeStatoilOperatør33/9, PL037, 1973Blokk, utvinningstillatelse, tildelingsårStatfjord APlattformStatfjordFelt

* IOR - Prosjekt forøkt oljeutvinning (Increased Oil Recovery)** VAG - kombinert vann- og gassinjeksjon

Figur 2.2.1 Statfjord A plattformen (foto: Øyvind Hagen, Statoil).

side13

Faststående fullt integrert produksjonsplattform medbetongunderstell, Oljelagring i celler i understellet.Oljeeksport til skip via lastebøye. Gasstransport irørledning til Kårstø. Trykkstøtte opprettholdes vedhjelp av vann- og gassinjeksjon, samt VAG**. 42 plattformbrønner (slisser). 26 produksjonsbrønner, 2 gass- og 7vanninjeksjonsbrønner i drift pr. 31.12.97. Detforegår fortløpende bore- og brønnarbeide påplattformen.

Utbyggingsløsning

26 mill Sm3 olje, 26 mrd Sm3 gass(se tabell 2.5.1 ang. oppdaterte ressursanslag forStatfjordfeltet )

Gjenstående utvinnbare reserver (Norske andeleroppgitt, 85,47%, IOR* tiltak ikke medregnet

7,3 mill Sm3 olje, 2,4 mrd. Sm3 gassProduksjon i 1997 (Norsk andel)

180 mill Sm3 olje, 60 mrd Sm3 gassOpprinnelig utvinnbare reserver(Norske andeler oppgitt, 85,47%, IOR* tiltak ikkemedregnet)

1982-2014Planlagt produksjonsperiodeStatoilOperatør33/9, PL037, 1973Blokk, utvinningstillatelse, tildelingsårStatfjord BPlattformStatfjord Felt


Figur 2.2.2 Statfjord B plattformen (foto: Øyvind Hagen, Statoil).

side14

Faststående fullt integrert produksjonsplattform medbetongunderstell, Oljelagring i celler i understellet.Oljeeksport til skip via lastebøye. Gasstransport irørledning til Kårstø. Trykkstøtte opprettholdes vedhjelp av vann- og gassinjeksjon, samt VAG**.42 plattformbrønner (slisser). 26 produksjonsbrønner, 2 gass- og 10vanninjeksjonsbrønner i drift pr. 31.12.97. Det foregårfortløpende bore- og brønnarbeide på plattformen.Statfjord C mottar og prossesserer olje og gass frasatellittfeltene, Statfjord Nord og Statfjord Øst, samtbehandler og pumper injeksjonsvann tilvanninjeksjonsbrønner på satellittrammene.

Utbyggingsløsning

40 mill Sm3 olje, 34 mrd. Sm3 gass(se tabell 2.5.1 ang. oppdaterte ressursanslag forStatfjordfeltet )

Gjenstående utvinnbare reserver (Norske andeleroppgitt, 85,47%, IOR* tiltak ikke medregnet

7,6 mill Sm3 olje, 2,0 mrd. Sm3 gassProduksjon i 1997 (Norsk andel)

174 mill Sm3 olje, 62 mrd Sm3 gassOpprinnelig utvinnbare reserver (Norske andeleroppgitt, 85,47%, IOR* tiltak ikke medregnet

1985-2014Planlagt produksjonsperiodeStatoilOperatør33/9, PL037, 1973Blokk, utvinningstillatelse, tildelingsårStatfjord CPlattformStatfjordFelt


Figur 2.2.3 Statfjord C plattformen (foto: Øyvind Hagen, Statoil).

side15

2.2.2 Statfjord Satellittfelter

Tre bunnrammer koblet opp til Statfjord C, en vanninjeksjon ogto produksjonsrammer. Prosessering, lagring og transport fraStatfjord C. 4 produksjons- og 2 vanninjeksjonsbrønner i driftpr. 31.12.97. Havdypet i området varierer mellom 260 og 290m.

Utbyggingsløsning27,8 mill Sm3 olje, 1,7 mrd Sm3 gass, 0,5 mill tonn NGLGjenstående utvinnbare reserver3,94 mill Sm3 olje, 0,29 mrd Sm3 gassProduksjon i 199740,6 mill Sm3 olje, 3,0 mrd Sm3 gass, 0,7 mill tonn NGLOpprinnelig utvinnbare reserver1995-2019Planlagt produksjonsperiodeStatoilOperatør33/9, PL037, 1973Blokk, utvinningstillatelse, tildelingsårStatfjord NordFelt

Tre bunnrammer koblet opp til Statfjord C, en vanninjeksjon ogto produksjonsrammer. Prosessering, lagring og transport fraStatfjord C. 4 produksjon og 2 vanninjeksjonsbrønner i drift pr.31.12.97. Havdypet i området er ca 200m.

Utbyggingsløsning21,1 mill Sm3 olje, 3,0 mrd Sm3 gass, 0,7 mill tonn NGLGjenstående utvinnbare reserver4,15 mill Sm3 olje, 0,59 mrd Sm3 gassProduksjon i 199736,4 mill Sm3 olje, 5,2 mrd Sm3 gassOpprinnelig utvinnbare reserver1994 - 2019Planlagt produksjonsperiodeStatoilOperatør33/9, PL037, 1973 - 34/7, PL089, 1984Blokk, utvinningstillatelse, tildelingsårStatfjord ØstFelt

STATFJORD NORD

STATFJORD

STATFJORDNORDFLANKEN

SYGNA

9" P

RODUKS

JONSR

ØR

KONTR

OLL

KABE

L

KONTR

OLL

KABE

L

KONTR

OLL

KABE

L12" V

ANNIN

JEKS

JONSR

ØR

LANGTREKKENDE

STATFJORD ØST

VANNINJEKSJONS-

BRØNN

9" P

ROD. RØR

9" P

ROD. RØR

12" V

ANNINJ.

RØ

R

KONTROLLKABEL

KONTROLL

KABEL

9" P

RODUKS

JONSR

ØR

10" (

12")

PRO

DUKSJO

NSRØ

R

STATFJORD C

12" V

ANN

INJ.

12" P

ROD. R

ØR

Figur 2.2.4 Skisse av Statfjord C med eksisterende satellitter; Statfjord Nord og Statfjord Øst, samt planlagte utbygginger; Statfjord nordflanken og Sygna.

side16

2.2.3 Gullfaks

Gullfaks A er en betongplattform som er fullt integrert medprosessanlegg, boremodul og boligkvarter. Stabilisert råolje lagres iplattform understellet og lastes ombord i skytteltankere fra tolastebøyer. Prosessert rikgass overføres til Statpipe rørledningen viaStatfjord. Ved årsskiftet var det 28 produserende brønner, engassinjektor og 7 vanninjeksjonsbrønner. Driftsorganisasjon ogforsyningsbase er lokalisert i Bergensområdet. Havdypet i områdetvarierer mellom 140 - 210 m.

Utbyggingsløsning

25,3 mill Sm3 olje (Se tabell 2.5.1 for oppdaterte ressursanslag forGullfaksfeltet)

Gjenstående utvinnbare reserver

8,68 mill Sm3 olje, 1,18 mrd Sm3 gassProduksjon i 1997

116 mill Sm3 oljeOpprinnelige utvinnbare reserver

1986-2017Planlagt produksjonsperiode

StatoilOperatør

34/10, PL 050, tildeling 1978Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

Gullfaks APlattformGullfaks Felt

Figur 2.2.5 Gullfaks A plattformen (foto: Øyvind Hagen, Statoil).

side17

Gullfaks B er en betongplattform som har prosessanlegg, boremodulog boligkvarter. Prosessanlegget har bare ett trinns separasjon av oljeog gass. Fra Gullfaks B overføres oljen til Gullfaks A og C forytterligere prosessering, stabilisering, lagring og lasting. Ved årsskiftetvar det 24 produserende brønner og 10 vanninjeksjonsbrønner. Drifts-og basefunksjoner er lokalisert i Bergen. Feltet Gullfaks Vest er for1999 rapportert til OD som eget felt (se tabell 2.5.1). Produseres vedbrønn boret fra Gullfaks B. Havdypet i området varierer mellom 140 -210 m.

Utbyggingsløsning

26,5 mill Sm3 olje (Se tabell 2.5.1 for oppdaterte ressursanslag forGullfaksfeltet)



91mill Sm3 oljeOpprinnelige utvinnbare reserver


StatoilOperatør

34/10, tildeling 1978Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

Gullfaks BPlattformGullfaksFelt

Figur 2.2.6 Gullfaks B plattformen (foto: Øyvind Hagen, Statoil).

side18

Gullfaks C er en betongplattform som er fullt integrert medprosessanlegg, boremodul og boligkvarter. Stabilisert råolje lagres iplattform-understellet og lastes ombord i skytteltankere fra tolastebøyer. Prosessert rikgass overføres til Statpipe rørledningen viaStatfjord. Ved årsskiftet var det 25 produserende brønner, engassinjektor og 5 vanninjeksjonsbrønner. Driftsorganisasjon ogforsyningsbase er lokalisert i Bergensområdet.

Utbyggingsløsning

48,1mill Sm3 olje (Se tabell 2.5.1 for oppdaterte ressursanslag forGullfaksfeltet)



109 mill Sm3 oljeOpprinnelige utvinnbare reserver


StatoilOperatør

34/10, tildeling 1978Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

Gullfaks CPlattformGullfaks Felt

Figur 2.2.7 Gullfaks C plattformen. (foto: Øyvind Hagen, Statoil).

side19

2.2.4 Gullfaks satellitter

Feltet er bygget ut med undervannsproduksjonssystemer. 4 bunnrammer er installert, og det er planlagt 10 produsenter og 2 gassinjektorer. Beliggenheten er ca 8 kilometer sør for Gullfaks A.Brønnstrømmene blir overført til Gullfaks A for prosessering,stabilisering og lasting av olje. Sjødybden er 130-140 m.Driftsorganisasjon og forsyningsbase er lokalisert i Bergensområdet.

Utbyggingsløsning

25,8 mill Sm3 olje/kondensat, 1,2 mrd Sm3 gassGjenstående utvinnbare reserver

0 mill Sm3 olje, 0 mrd Sm3 gassProduksjon i 1997

25,9 mill Sm3 olje/kondensat, 1,2 mrd Sm3 gassOpprinnelige utvinnbare reserver


StatoilOperatør

34/10, PL 050, tildeling 1978 Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

Gullfaks SørFelt

Feltet er bygget ut med undervannsproduksjonssystemer. 3 bunnrammer er installert, og det er planlagt 6 produsenter og 4 gassinjektorer. Beliggenheten er ca 16 km sørvest for Gullfaks A.Brønnstrømmene blir overført til Gullfaks A for prosessering,stabilisering og lasting av olje. Sjødybden er 130-140 m.Driftsorganisasjon og forsyningsbase er lokalisert i Bergensområdet.

Utbyggingsløsning

16,8 mill Sm3 olje/kondensatGjenstående utvinnbare reserver


16,9 mill Sm3 olje/kondensatOpprinnelige utvinnbare reserver


StatoilOperatør

34/10 og 33/12, PL 050, tildeling 1978 og 1995Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

RimfaksFelt

Feltet ligger ca 7 km nord for Rimfaks, og er bygget ut med etundervannsproduksjonssystem. En bunnramme med en produsent erinstallert. Brønnstrømmen blir overført til Gullfaks A for prosessering,stabilisering og lasting av olje. Sjødybden er 130-140 m.Driftsorganisasjon og forsyningsbase er lokalisert i Bergensområdet.

Utbyggingsløsning

4,1 mill Sm3 olje/kondensat, 2,9 mrd Sm3 gassGjenstående utvinnbare reserver


4,2 mill Sm3 olje/kondensat, 2,9 mrd Sm3 gassOpprinnelige utvinnbare reserver


StatoilOperatør

34/10, PL 050, tildeling 1978Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

GullveigFelt

side20

2.2.5 Veslefrikk

Veslefrikkfeltet ligger i blokk 30/3 ca. 140 km vest-nordvest forBergen. Installasjoner på Veslefrikkfeltet er plattformene Veslefrikk Aog Veslefrikk B. Veslefrikk A er en brønnhode- og boreplattform avtypen stål-jacket. Plattformen har 23 brønner, hvorav 15 erprodusenter og 8 er vanninjektorer. På VFA er stigerørene for olje oggass, hvorav ett for oljeeksport til Oseberg feltsenter og ett forgasseksport til Statpipe-rørledningen.Veslefrikk A er forbundet med Veslefrikk B (flytende plattform) viaen teleskopisk gangbru og 8 fleksible rør for brønnstrøm, olje- oggasseksport, gassløft, gassinjeksjon og vanninjeksjon samt kabler forstrømforsyning og signaloverføring. Normal avstand mellomplattformene er 40 meter, men kan økes til 80 meter. Plattformene harposisjon 60o 47” 00’ Nord, 2o 53” 50’ Øst. Vanndybden vedplattformen er 175 meter. Oljebasert borekaks reinjiseres på feltet i Utsiraformasjonen. Maks oljeproduksjon har vært noe over 15.000 Sm3/d, mens maksvannproduksjon forventes å bli ca 15.000 Sm3/d.Driftsorganisasjonen er lokalisert til Bergen (Sandsli), og forsyningtjenestene er ivaretas fra basene på Sotra og Florø.Fra høsten 2001 er det planlagt at kondensat fra Huldraplattformen(ca 16 km i nordvestlig retning) blir transportert i rørledning tilVeslefrikk for videre prosessering.

Utbyggingsløsning

20,4 mill Sm3 olje, 3,0 mrd Sm3 gassGjenværende utvinnbare reserver


54,5 mill Sm3 olje, 5,5 mrd Sm3 gassOpprinnelig utvinnbare reserver1989 - 2009Planlagt produksjonsperiode StatoilOperatør

Blokk 30/3, PL 052 tildelt 6. april 1979

Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

VeslefrikkFelt

Figur 2.2.9 Skisse av utbyggingsløsning for Veslefrikk.

side21

2.2.6 Snorre

Feltet er bygget ut med en strekkstagsplattform (TLP) i stål, og etundervannsanlegg (UPA) ca 6 km nord-øst for denne. Plattformeninkluderer boremodul, prosessanlegg og boligkvarter. Ved årsskiftet1997/98 var det 34 brønner i drift på feltet, fordelt på Snorre TLP (16produsenter, 2 gassinjektorer, 6 vanninjektorer) og Snorre UPA (7produsenter, 3 vanninjektorer). Snorre TLP mottar olje og gass fra den sørlige delen av Snorre-feltet ogfra Vigdis. Snorre-oljen blir delvis prosessert på plattformen.Snorre-oljen transporteres i rør til Statfjordfeltet for ferdigbehandling,lagring og utskipning. Også Snorre-gass sendes i rør til Statfjord, foreksport i Statpipe. Vigdis-oljen ferdig prosesseres på Snorre TLP ogeksporteres i rørledning til Gullfaks-feltet for utskipning. Vigdis-gassinjiseres på Snorre. Produsert vann slippes ut etter rensing. Reinjeksjoner under vurdering. Driftsorganisasjon til Snorre er lokalisert i Stavanger ogforsyningsbasen i Florø.

Utbyggingsløsning

105,7 mill Sm3 olje (+ IOR 8,5mill Sm3 olje), 5,3 mrd Sm3 gass, 3,6 mill Sm3 NGL



167,7 mill Sm3 olje, 7,7 mrd Sm3 gass, 5,7 mill Sm3 NGLOpprinnelige utvinnbare reserver

1992-2020 (IOR 2001-.2020)Planlagt produksjonsperiode

SagaOperatør

34/4 og 34/7, PL 057 og 089, tildeling 1979 og 1984Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

Snorre TLPPlattformSnorre Felt

Figur 2.2.10 Skisse av utbyggingsløsning for Snorre. Snorre TLP i bakgrunnen, og den planlagte Snorre B i forgrunnen.

side22

2.2.10 Visund

Visund-feltet er bygget ut med undervannsbrønner koplet opp til enflytende bore-, bolig og produksjonsplattform. Feltet omfatter i dag tilsammen 23 brønner fordelt som 12 oljeprodusenter, 7gassinjektor/produsenter, 2 vanninjektorer og 2 vannprodusenter.Visund er utstyrt med et enkelt tretrinns prosesstog for råoljeseparasjonog stabilisering. Oljen overføres i en 14 " rørledning til Gullfaks, hvoroljen mellomlagres og lastes til skytteltankere for videre transport.Gasseksport starter opp i ca. 2006, og er så langt planlagt medrørledning til Statpipe via "Veslefrikk tie-in". Produsertvann vil blireinjesert. Havdyp ved Visund er 335m. Drifts og basefunksjoner erlokalisert i Bergen.

Utbyggingsløsning

Visund-feltet er et kombinert oljeog gassfelt med forventede reserverpå hhv. 48,5 mill Sm³ olje og kondensat og 53,4 mrd Sm³ gass.

Utvinnbare reserver1998-2028Planlagt produksjonsperiodeNorsk Hydro Produksjon a.sOperatør

Blokk 34/8 og del av 34/7, utvinningstillatelse 120, ble tildelt23.08.1985

Blokk ogutvinnings-tillatelse

VisundFelt

Figur 2.2.13 Skisse av utbyggingsløsning for Visund.

side25

2.3 Felt under utbygging

I dette kapitlet omtales samtlige felt under utbygging i Tampenområdet. I forhold tilOljedirektoratets inndeling i ressursklasser utgjør dette ressursklasse 2, reserver med godkjentutbyggingsplan.

2.3.1 Snorre

Halvt nedsenkbar bore-, bolig- og produksjonsplattform, Snorre B(“Semi submersible vessel”). Det planlegges 17 produksjonsbrønnerog 10 injeksjonsbrønner. Alle brønnene plasseres like underplattformen, i firebrønns bunnrammer og enkle satelitter forbundet tilplattformen med fleksible stigerør. Alle bunnrammer og satelitterplasseres innenfor en sirkel med diameter 100 meter. PlattformeneSnorre B og Snorre TLP forbindes med elektrisk kabel, foroverføring av kraftoverskudd fra Snorre B til Snorre TLP. Produsertvann planlegges reinjisert.Oljen vil bli ferdigprosessert og deretter transportert i rørledning tilStatfjord B, for lagring og utskipning. Eventuelt overskudd av gasstransporteres i rørledning til Snorre TLP.Drift av Snorre B vil bli integrert i driftsmiljøet i Stavanger, mensforsyningsbasen vil bli i Florø.

Utbyggingsløsning

57,6 mill Sm3 oljeGjenstående utvinnbare reserver

0Produksjon i 1997

57,6 mill Sm3 oljeOpprinnelige utvinnbare reserver


SagaOperatør

34/4 og 34/7/ PL 057 og 089, tildeling 1979 og 1984Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

Snorre BPlattformSnorre Felt

2.3.2 Gullfaks Satellitter Fase 2

Utbyggingen av Gullfaks Satelitter fase 2 er basert på eksisterende og nye

undervannsinstallasjoner knyttet opp mot Gullfaks A og C. Feltet planlegges

bygget ut med undervannsinstallasjoner, og brønnstrømmene vil bli overført til

Gullfaks A og C for prosessering. Gassen vil bli transportert til Kårstø via nytt

rikgassrør fra Gullfaks som tilknyttes Statpipe sone 1. Drift av Gullfaks

satelitter fase 2 vil bli integrert i driftsmiljøet I Bergen. Forsyningsbase vil bli

lokalisert i Bergen.

Utbyggingsløsning

20 mill Sm3 olje, 53 mrd Sm3 gass og 5,6 mill tonn NGLGjenstående utvinnbare reserver


20 mill Sm3 olje, 53 mrd Sm3 gass og 5,6 mill tonn NGLOpprinnelige utvinnbare reserver


STATOILOperatør

34/10, PL 050/ 050B, tildeling 1978 og 1995.Blokk, utvinningstillatelse, tildelingsår

Gullfaks Sør og RimfaksFelt

side26

2.3.3 Statfjord Nordflanken

Statfjord nordflanken ligger i den aller nordligste delen av Statfjord hovedfelt.Avstanden til nærmeste plattform, Statfjord C, er 8 km. Sjødybden i områdetvarierer mellom 150-160 m. Feltet bygges ut med 2 havbunnsrammer medinnbyrdes avstand 50-100 m. Hver ramme har plass til 4 brønner. Fra den enebores 4 produksjonsbrønner, fra den andre 2 vanninjeksjonsbrønner.Havbunnsrammene knyttes til Statfjord C-plattformen med 1 stk 12”brønnstrømsledning og 1 stk 12” vanninjeksjonsledning via fritthengendestigerør. All prosessering av brønnstrømmen skjer på Statfjord C. Vanninjek-sjonskapasiteten på Statfjord C oppgraderes til å dekke behovet også fornordflanken. Ved boring planlegges kaks injisert på feltet. Max oljeproduksjonventes å bli ca 8900 Sm3/dag (2001) og max vannproduksjon forventes å bli ioverkant av 7200 Sm3/dag (år 2005). Alt produsert vann planlegges reinjisertsom trykkstøtte.Oljen lagres i betongkonstruksjonen på Statfjord C før overføring til tankbåt vialastebøye. Gass eksporteres via Statpipe-rørledningen. Driftsorganisasjonen erintegrert i driftsmiljøet i Stavanger, mens forsyningsbasene blir Sotra og Florø,som for Statfjordorganisasjonen ellers.

Utbyggingsløsning

0Produksjon 1997

2,9 mill Sm3 olje, 529 mill Sm3 gassForventet platåproduksjon

24 mill Sm3 olje (Statfjord nordflanken er for 1999 rapportert sammen medhovedfeltet, se tabell 2.5.1 for oppdaterte ressursanslag for Statfjordfeltet)

Utvinnbare reserver

1 999-2012Planlagtproduksjonsperiode

StatoilOperatør

Blokk 33/9, PL 037 og 089, tildelt 1984Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

Statfjord nordflankenFelt

Figur 2.3.1 Skisse av utbyggingsløsning for Statfjord nordflanken.

side27

Statfjord C

S ta tf jo r dN o rth f la n k

Water injectionTemplate H

ProductionTemplate G

2.4 Felt under vurdering

I dette kapitlet beskrives de feltene der plan for utbygging og drift ventes å bli lagt fram formyndighetene i løpet av 2 år (ressursklasse 3, ressurser i sen planfase), og oppdagedeutvinnbare ressurser der plan for utbygging og drift ventes å bli lagt fram for myndighetene iløpet av ti år (ressursklasse 4, ressurser i tidlig planfase).

2.4.1 Huldra

Ubemannet brønnhodeplattform. Havdypet i området er 125 m.Ett-trinns to-fase separasjon på Huldra; produsert vann og ustabiltkondensat transporteres til Veslefrikk. Alt produsert vann fra Huldraer besluttet reinjisert på Veslefrikk (sammen med ca halvparten avVFRs produserte vann; ca. 6000 m3/dag). Huldra har ingenvannproduksjon initielt, men økende til maks ca 250 m3/dag.Rikgass eksporteres til Heimdal.

Utbyggingsløsning

7,4 mill Sm3 kondensat, 18,6 mrd Sm3 gass, 0,27 mill tonn NGL .Gjenstående utvinnbare reserver

0Produksjon i 1997

7,4 mill Sm3 kondensat, 18,6 mrd Sm3 gass, 0,27 mill tonn NGLOpprinnelige utvinnbare reserver

2001 - 2009Planlagt produksjonsperiode

StatoilOperatør

30/2, PL051, tildelt 197930/3, PL 052, tildelt 1979


HuldraFelt

Figur 2.4.1 Skisse av utbyggingsløsning for Huldra.

side28

2.4.2 Sygna

Sygnafeltet ligger dels i den nordøstlige delen av blokk 33/9, dels i dennordvestre delen av blokk 34/7. Avstanden til nærmeste plattform (Snorre) er7 km. Avstanden til Statfjord C er 21 km. Planene innebærer undervanns-utbygging med en bunnramme med 4 brønnslisser, og boring av 2produksjonsbrønner. Produksjonsbrønnene bores fra bunnrammen påSygnafeltet. Borekaks planlegges reinjisert på feltet. En vanninjeksjonsbrønnbores fra eksisterende bunnramme på Statfjord Nord. Vanndybden ved denplanlagte bunnrammen er 300 m. Produksjonsbunnrammen vil bli knyttet tilStatfjord C plattformen med en 10” (alternativt 12”) brønnstrømsledningtrukket inn gjennom eksisterede J-rør. All prosessering av brønnstrømmenskjer på Statfjord C plattformen. Vanninjeksjon vil skje fra Statfjord C,gjennom eksisterende vanninjeksjonsledning via eksisterende bunnramme påStatfjord Nord. Oljen lagres i betongkonstruksjonen på Stafjord C, ogoverføres til tankbåt via lastebøye. Produsert vann planlegges injisert somtrykkstøtte. Maks oljeproduksjon forventes å bli ca 6000 Sm3/d, mens maksvannproduksjon forventes å bli ca 5400 Sm3/d. Drift av Sygna vil bli integrerti driftsmiljøet i Stavanger, mens forsyningsbasene blir Sotra og Florø, som forStatfjordorganisasjonen ellers.

Utbyggingsløsning

0Produksjon i 1997

1,9 mill Sm3 oljeForventet platåproduksjon

9,6 mill Sm3 olje, 0,6 mrd Sm3 gassUtvinnbare reserver

2000 - 2019Planlagtproduksjonsperiode

Statoil Operatør

Blokk 33/9 og 34/7, PL 037 tildelt 1973, PL 089 tildelt 1984


Sygna (33/9-19 S & A)Felt

STATFJORDØST

STATFJORD NORD

SNORRE

TORDIS

TO KÅRSTØ

TO BRENT

FROM MAGNUS

34/8

34/4

34/1033/12

34/7SYGNA

VIGDIS

33/9

GULLFAKS

STATFJORD

Figur 2.4.2 Skisse som viser plassering og tilknytning av Sygnafeltet. Se også figur 2.2.4.

side29

2.4.3 Kvitebjørn

Kvitebjørn planlegges bygd ut med en ståljacket. Havdypet i området er 190m. Feltinstallasjonene omfatter stålunderstell med borefasiliteter,produksjonsanlegg og boligkvarter. Boligkvarteret vil være dimensjonert for 90 personer.Plattformen vil ha 16 brønnslisser hvorav en reserve som kan benyttes tilreinjeksjon av produsert vann. Produksjonsanlegget omfatter en to faseseparasjon i ett trinn før eksport av rikgass og ustabilt kondensat. Vannet vilfølge kondensatet til mottaksanlegg. Det vil være målestasjoner for gass ogkondensat samt anlegg for kjemikalieinjeksjon og lagring på plattformen. Kollsnes og Heimdal er til vurdering som mulige mottaksanlegg for rikgass,mens Gullfaks C, Oseberg C og Statfjord B er mulige mottaksanlegg forkondensat.

Utbyggingsløsning6 mrd Sm3 gassForventet platåproduksjon

21,1 mill Sm3 kondensat, 51,2 mrd Sm3 gass, 4,36 mill tonn NGLUtvinnbare ressurser2003 - 2028Planlagt produksjonsstartStatoilOperatør

34/11, PL 193, 1993Blokk, utvinningstillatelse,tildelingsår

KvitebjørnFelt

Figur 2.4.3 Skisse av utbyggingsløsning for Kvitebjørn.

side30

2.4.4 STUJ

Undervannsutbygging fra de to fire-brønns bunnrammeneTordis Utvidelse I og Tordis Utvidelse II, som plasseres rundtTordis manifold. Brønnstrømmen overføres til Gullfaks C forproessering, lagring og utskiping. Drift av STUJ vil bliintegrert i driftmiljøet i Stavanger, mens forsyningsbasen blir iFlorø.

Utbyggingsløsning

3,3 mill Sm3 oljeGjenstående utvinnbare reserver

0Produksjon i 1997

3,3 mill Sm3 oljeOpprinnelige utvinnbare reserver


SagaOperatør

34/7, PL089, tildelt 1984Blokk/ utvinningstillatelse/ tildelingsårSTUJFelt

2.4.5 H-SENTRAL

Undervannsutbygging fra de to fire-brønns bunnrammeneTordis Utvidelse I og Tordis Utvidelse II, som plasseres rundtTordis manifold. Brønnstrømmen overføres til Gullfaks C forproesssering, lagring og utskiping. Drift av H-Sentral vil bliintegrert i driftssorganisasjonen i Stavanger, mensforsyningsbasen blir i Florø.

Utbyggingsløsning

9,0 mill Sm3 olje, 1,1mrd Sm3 gassGjenstående utvinnbare reserver

0Produksjon i 1997

9,4 mill Sm3 olje, 1,2mrd Sm3 gassOpprinnelige utvinnbare reserver


SagaOperatør

34/7, PL089, tildelt 1984Blokk/ utvinningstillatelse/ tildelingsårH-SentralFelt

side31

2.4.6 Vigdis Øst

Undervannsutbygging via Vigdis til Snorre TLP. Havdypet iområdet er 290 m.

Utbyggingsløsning

3 mill Sm3 olje, 0,2 mrd Sm3 gassGjenstående utvinnbare reserver

0Produksjon i 1997

3 mill Sm3 olje, 0,2 mrd Sm3 gassOpprinnelige utvinnbare reserver


SagaOperatør

34/7, PL089, tildelt 1984Blokk/ utvinningstillatelse/ tildelingsårVigdisFelt

2.4.7 H-Nord / H-Vest

Undervannsutbygging via Vigdis til Snorre TLPUtbyggingsløsning

5,9 mill Sm3 olje, 0,4 mrd Sm3 gassGjenstående utvinnbare reserver

0Produksjon i 1997

5,9 mill Sm3 olje, 0,4 mrd Sm3 gassOpprinnelige utvinnbare reserver


SagaOperatør

34/7, PL089, tildelt 1984Blokk/ utvinningstillatelse/ tildelingsårH-Nord / H-VestFelt

side32

2.5 Oversikt over opprinnelige og gjenværende ressurser i Tampenområdet

Tabellen 2.5.1 gir en samlet oversikt over opprinnelige og gjenværende ressurser i Tampen-området ved utgangen av 1998.

Tabell 2.5.1 Ressurser innenfor ressursklasse 1- 5 (innrapportert til revidert nasjonalbudsjett 1999)

2,52,51999-2012StatoilVeslefrikk (IOR)

1,91,92000-2009StatoilStatfjord Øst (IOR)

1,81,82000-2009StatoilStatfjord Nord(IOR)

2,52,51999-2002StatoilGullfaks (IOR)

48,048,02000-2019StatoilStatfjord (IOR)

3,33,32000-2009SagaSTUJ51,24,421,151,24,421,12003-2028StatoilKvitebjørn

1,29,01,29,01999-2014SagaH-sentral

0,69,60,69,62000-2019StatoilSygna(33/9-19S&A)

18,60,37,418,60,37,42001-2009StatoilHuldraRessursklasse 3

inngår i rapportering for hovedfeltetStatoilStatfjordnordflanken

58,314,158,314,12001-2013StatoilGullfaks Sør SF2

57,657,62001-2020SagaSnorre BRessursklasse 2

53,448,553,448,51999-2028HydroVisund

1,724,82,130,71997-2014SagaVigdis

0,30,14,30,30,14,41998-2014SagaTordis Øst

0,60,211,42,10,729,11994-2014SagaTordis

5,33,6105,77,75,7167,7l992-2020SagaSnorre TLP

3,020,45,554,51998-2009StatoilVeslefrikk

2,94,12,94,21998-2012StatoilGullveig

16,816,91998-2012StatoilRimfaks

1,225,81,225,91998-2013StatoilGullfaks Sør

1,63,61994-2010StatoilGullfaks Vest

1990-2013StatoilGullfaks C

1988-2013StatoilGullfaks B4,30,398,521,22,0315,41986-2017StatoilGullfaks A3,00,721,15,21,836,41994-2019StatoilStatfjord Ø1,70,527,83,00,740,61995-2019StatoilStatfjord N

1985-2014StatoilStatfjord C*

1982-2014StatoilStatfjord B*14,13,271,156,414,4555,71979-2014StatoilStatfjord A*

Ressursklasse 1

Gass,

mrdSm3

NGL

mill.tonn

Kond.sat,millSm3

Olje,

millSm3

Gass, mrdSm3

NGL

mill.tonn

Kond.sat,millSm3

Olje,

millSm3

Gjenværende ressurserOpprinnelige ressurserPlanlagtproduk-sjons-perode

Opera-tør

Felt

side33

Tabell 2.5.1 (forts.) Ressurser innenfor ressursklasse 1- 5 (innrapportert til revidert nasjonalbudsjett 1999)

320132869539030291 546SUM ressursklasse 1-5

2,35,12,35,1StatoilVeslefrikk (IORog L-pros.)

0,10,1StatoilGullfaks Vest(IOR)

2,82,8StatoilGullfaks (IOR)

69,010, 069,010, 0Funn 34/4-5,34/7-18 og34/10-23Gamma

Ressursklasse 5

19,719,72012-2016StatoilRimfaks (Brentfase 2+ ogStatfjord fase2+)

2,20,72,20,72004-2009StatoilGullveig(Statfjord , fase2+)

5,06,05,06,02003-2015StatoilGullfaks Sør(Lunde fm. ogStatfjord , fase2+)

20,520,52000-2016StatoilGullfaks (IOR)

0,45,90,45,92001-2014SagaH-Nord /H-Vest

8,58,52001-2020SagaSnorre TLP(IOR)

0,23,00,23,02002-2015SagaVigdis ØstRessursklasse 4

Gass,

mrdSm3

NGL

mill.tonn

Kond.sat,millSm3

Olje,

millSm3

Gass,

mrd Sm3

NGL

mill.tonn

Kond.sat,millSm3

Olje,

millSm3

Gjenværende ressurserOpprinnelige ressurserPlanlagtproduk-sjons-perode

Opera-tør

Felt

*) Gjelder norsk del av Statfjordfeltet (ca 85,5%)

I figurene under er produksjonsprognosene for olje og gass i Nordsjøen totalt og for deenkelte delområdene vist for perioden fram til år 2015. Prognosene omfatter ressursklasse 1 - 4. Prognosene er utarbeidet på grunnlag av oljeselskapenes innrapporteringer i forbindelsemed revidert nasjonalbudsjett for 1998.

side34

1996 2001 2006 2011

År

0

50

100

150

200

mill

ion

er o

e

TrollTampen

SleipnerOseberg

Frigg - Heimdal Ekofisk

Produksjon av olje

Figur 2.5.1 Prognose for produksjon av olje i Nordsjøen i perioden fram til år 2015.

1996 2001 2006 2011

År

0

10

20

30

40

50

60

70

80

mill

ion

er o

e

TrollTampen

SleipnerOseberg


Produksjon av gass

Figur 2.5.2 Prognose for produksjon av gass i Nordsjøen i perioden fram til år 2015.

side35

2.6 Rørledninger

I det følgende er beskrevet rørledninger til / fra installasjoner i Tampenområdet ogrørledninger som krysser området.

Mellom havbunnsbrønner og produksjons-/behandlingsplattformer er det som oftest flererørledninger med ulike funksjoner. Typisk er rør for transport av brønnstrøm fra brønnene, ogtransport av vann eller gass fra plattformene til brønner for injeksjon i reservoaret. I tilleggfinnes 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 blitransportert i rør til andre plattformer for videre behandling, til lasteanlegg for transport medtankskip eller til eksportrør for transport til landanlegg i Norge, Storbritannia eller påkontinentet.

Rørledningene representerer et potensiale for miljøforstyrrelser i forbindelse med legging. Ien konsekvensanalyse vurderes også sannsynlighetene for utslipp i forbindelse medrørledningsbrudd eller lekkasjer, og en vurderer i hvilken grad rørledningene er tilhinder/ulempe for utøvelse av fiske.

2.6.1 Statpipe

Den største eksportrørledningen i Tampenområdet er gassrørledningen Statpipe som for-binder Statfjordfeltet med Kårstø i Rogaland og derfra videre med Emden i Tyskland viaEkofisk og Norpipe. Statfjord B er knutepunktet for Statpipe ledningen på Statfjordfeltet.Ledningen har en diameter på 30“ og transporterer rikgass fra Statfjord, Gullfaks og Snorretil Kårstø (308 km). Fra Kårstø transporterer Statpipe tørrgass i en 28” ledning til stigerørs-plattformen Draupner, 16/11S (224 km), og derfra videre til Ekofisk i en 36” ledning (194km)

.Figur 2.6.1 Gassrørledningen Statpipe forbinder Statfjordfeltet med gassterminalen

Kårstø i Rogaland.

side36

En gassrørledning fra Statfjord B frakter den britiske delen av gassen fra Statfjordfeltet inn pågassledningssystemet “Northern Leg”, som går fra Magnus via Brent til St. Fergus.

2.6.2 Feltinterne rørledninger

I det følgende er gitt en oversikt over de fleste eksisterende rørledningene i Tampenområdet,og i tillegg planer for nye rørledninger. Korte rørledninger mellom havbunnsinstallasjoner o.ler ikke tatt med. Under beskrivelsen av de enkelte feltene vil det likevel framgå hva somfinnes av slike rørledninger.

Tabell 2.6.2 Tampenområdet. Eksisterende rørledninger og kontrollkabler internt på feltene og mellom feltene i Tampenområdet.

Samlet Vigdis produksjon1 x 16”33OljeeksportSnorre TLP - Gullfaks A1 x 12”7VanninjeksjonsledningVigdis - Snorre TLP

Samlet Vigdis produksjon2 x 12”9produksjons-rørledningVigdis - Snorre TLP

kontrollkabelVigdis - Snorre TLPVigdis

1997: 3,68 mill Sm3 olje,0,85 mill Sm3 prod vann

2 x 8”6ProduksjonsrørledningSnorre TLP - Snorre UPA

6KontrollkabelSnorre TLP - Sn. UPA

1 x 10”28gasseksportSnorre TLP - Statfj. A

Samlet Snorre Sørproduksjon

1 x 20”28oljeeksportSnorre TLP - Statfjord ASnorre

1/2”10,5kontrollkabelGullveig - Gullfaks A

1 x 6”10,5br.strømsrørGullveig - Gullfaks A

1x12”17,5gassinjektorRimfaks - Gullfaks A

1x10”18br.strømsrørRimfaks - Gullfaks A

1x8”16br.strømsrørRimfaks - Gullfaks A

1x8”8,5gassinjektorGullfaks Sør - Gullfaks A

1x8”6,5br.strømsrør Gullfaks Sør - Gullfaks A

2x6”10,5br.strømsrørGullfaks Sør - Gullfaks A

1 x 14”21,5gasseksportGullfaks A - Statfj. CGullfaks

1 x 12”7vanninjeksjonsrørStatfj. Øst - Statfjord C

7kontrollkabelStatfj. Øst - Statfjord C

2 x 9”7brønnstrømsrørStatfjord Øst - Statfj. C

1 x 12”17vanninjeksjonsrørStatfj. Nord - Statfj. C

17kontrollkabelStatfj. Nord - Statfj. C

2 x 9”17brønnstrømsrørStatfj. Nord - Statfj. CStatfjord

Transportvolum, Sm3/årAntall,dimensjon

Lengde,km

FunksjonStrekning

side37

Tabell 2.6.2 (fortsettelse) Tampenområdet. Eksisterende rørledninger og kontrollkabler internt på feltene og mellom feltene i Tampenområdet.

1 x 14,5”34oljeeksportVisund - Gullfaks CVisund

gassrørVeslefrikk - StatpipeoljerørVeslefrikk - Oseberg A

Veslefrikk1 x 10 3/4”12VanninjeksjonsledningTordis - Gullfaks C

Samlet Tordis + TordisØst produksjon

2 x 10 3/4”12ProduksjonsrørledningTordis - Gullfaks C12kontrollkabelTordis - Gullfaks C

Tordis og Tordis Øst

Transportvolum,Sm3/år

Antall,dimensjon

Lengde,km

FunksjonStrekning

side38

2.6.3 Planlagte rørledninger i Tampenområdet.

Tabell 2.6.3 Tampenområdet. Planlagte nye rørledninger og kontrollkabler internt på feltene og mellom felt.

1 x 28”176GasseksportKvitebjørn - Heimdal

1 x 26”150GasseksportKvitebjørn - Kollsnes

20elektrisitet/kontroll kabel

Kvitebjørn - Gullfaks*

1 x 11"20kondensateksport

Kvitebjørn - Gullfaks*

Prod. Vigdis, Vigdis Øst,H-Vest og H-nord

1 x 10”7,5Produksjonsrørledning

Vigdis - Snorre TLP

Vigdis Øst ogH-Vest/Nord

Ressursklasse 41 x 3-4”21kontrollkabelSygna- Statfjord C 1 x 3-4”21kontrollkabelSygna- Statfjord C

1 x 10”21br.strømsrørSygna- Statfjord C Sygna

Prod. Tordis, Tordis Øst,H-sentral og STUJ

12Produksjons-rørledning

Tordis - Gullfaks C

H-Sentral og STUJRessursklasse 3

1 x 3”8kontrollkabelStatfj.NF- Statfjord C

1 x 12”8vanninjeksjonStatfj.NF- Statfjord C

1 x 12”8br.strømsrørStatfj.NF- Statfjord CStatfjord

1 x 8”10Gasseksport Snorre B - Snorre TLP Snorre B prod.1 x 16”47OljeeksportSnorre B - Statfjord C

Snorre BRessursklasse 2

Antall,dimensjon

Lengde,km

FunksjonStrekning

* Opplysningene gjelder base-case. Flere alternativer vurderes.

side39

3 Miljøtiltak i Tampenområdet

Det er et prioritert mål å minimalisere utslipp til luft og til sjø, og et av formålene medkonsekvensutredninger 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 seutslippene også i en regional og en nasjonal sammenheng. Videre er det nødvendig å tenkelangsiktig slik at en ikke i dag binder seg til teknologi som i morgen kan bli et hinder forgjennomføring av optimale løsninger.

Selv om hvert enkelt utbyggingsprosjekt blir vurdert opp mot de eksisterende målsettingeneom utslippsreduksjoner, er det summen av utslipp regionvis og nasjonalt som er av interessenår en skal vurdere om målsettingene om utslippsreduksjoner blir oppfylt. I det følgende erdet satt fokus på de miljøtiltak som er aktuelle for hvert enkelt felt, og det er synliggjorthvilke utslippsreduksjoner disse tiltakene fører til enkeltvis og summert for hele regionen.

Utslippsreduserende tiltak blir fortløpende vurdert og evaluert. I dette kapitlet gis det enoversikt over status pr. 1998 mht. hvilke tiltak som allerede er gjennomført, hvilke som ervedtatt og hvilke som ennå er til vurdering. Mange av de tiltakene som er omtalt og somgjennomføres på installasjonene er motivert ut fra økonomiske hensyn, men gir i tillegg enklar gevinst i form av reduserte utslipp eller mindre miljøskadelige utslipp. Vi har ikke idenne sammenheng skilt mellom slike tiltak og tiltak som utelukkende er begrunnet imiljøhensyn.

I de utslippsprognosene som er innrapportert til OD høsten 1997 er effekten av en del av deutslippsreduserende tiltakene tatt hensyn til. Siden den gang er nye tiltak kommet til. Vedberegning av prosentvise utslippsreduksjoner i forhold til 01.01.1996 er det tatt hensyn til deutslippsreduserende 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 skalvære lønnsomme. De beste løsningene teknisk og kommersielt vil svært ofte også være debeste for miljøet. Det vil likevel være tilfeller der det kan være riktig å gjennomføremiljøtiltak selv om de isolert sett ikke er lønnsomme. Slike beslutninger kan enten skje medbakgrunn i oljeselskapenes egne vurderinger, eller som et resultat av regler/pålegg fastsatt avmyndighetene.

Ny teknologi vil kunne gjøre det teknisk og økonomisk mulig å framstille petroleums-produkter med stadig mindre utslipp. Oljeselskapene har derfor etablert flere omfattendeprogram for utredning, utvikling og utprøving av nye teknologiske løsninger. Programmeneinkluderer et bredt spekter av mulige tiltak, og en rekke felt/landanlegg som kan væreaktuelle for å ta i bruk de nye løsningene. På denne måten håper en å unngå valg av løsningersom kan gi resultater på kort sikt, men som av økonomiske eller tekniske årsaker kanblokkere for mer optimale løsninger på noe lengre sikt.

side40

Nye virkemidler vil kunne ha betydning for tiltaksgjennomføringen. Eksempler på dette erkjøp av utslipps-kvoter og felles gjennomføring av tiltak. Det arbeides med forskjellige mu-ligheter 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. Densiste viktige internasjonale avtalen på dette området ble behandlet på Kyoto-konferansen i1997. I følge Kyotoavtalen har Norge forpliktet seg til å begrense økningen i utslippene av 6klimagasser til 1 % over nivået i 1990 i løpet av perioden 2008 - 2012.

I følge Stortingsmelding 29 (1997-98) om oppfølging av Kyotoavtalen, ventes disseutslippene å øke med 20 % dersom det ikke settes inn tiltak. Utslippene av CO2 er forventet åøke med ca 35 %, mens utslipp av andre klimagasser forventes å bli redusert.

For utslipp av NOX eksisterer det en internasjonal målsetting om stabilisering av utslippenepå 1987-nivå innen år 1994 (Langtransportkonvensjonen). For Norge ble denne målsettingenoppnådd, og den synes også å kunne overholdes på lang sikt uten nye virkemidler. Norge har itillegg en målsetting om i størrelsesorden 30 prosent reduksjon av NOx-utslippene i forhold til1986-nivå, innen år 1998. Denne målsettingen er ikke nådd. Forhandlinger om en ny avtalefor NOX og relaterte stoffer vil sette nye miljømål for forsuring, terrestrisk overgjødsling ogbakkenært ozon på europeisk basis (Stortingsmelding 58, 1996-97).

Gjennom internasjonalt miljøarbeid og tilslutning til ECE-konvensjonen, er Norge forpliktettil 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 norskeNMVOC-utslipp skal i 1999 dessuten ikke overstige 1988-nivået. Disse målsettingene vilikke kunne overholdes uten ny virkemiddelbruk.

Stortingsmelding 58 (1996-97), Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling, byggerhovedsaklig på Miljøsok-rapporten når det gjelder utslipp til luft. Miljøsok-rapporten harantydet målsettinger for utslipp til luft. Målsettingene er gitt ny formulering i 1999, men medutgangspunkt i samme ambisjonsnivå. (tabell 3.2.1). De nye formuleringene er innført fordide vil være lettere å bruke og rapportere i forhold til, og fordi de gir kredit for fleremiljømessig gode tiltak.

Tabell 3.2.1 Målsettingsformuleringer for utslipp til luft.

70-90 % reduksjon pr m3 lastet olje70-90 % reduksjon pr m3 lastet oljeVOC

25-70 % reduksjon av utslipp,regnet som kg NOx/Sm3 olje

50-80 % reduksjon pr produsert kWhNOx

Stabilisering av utslipp, regnet som kg CO2/Sm3 oe

30-40 % reduksjon pr produsert kWhCO2

Ekvivalent formuleringendring sammenlignet med 1995-nivå

MILJØSOK, Fase 1endring sammenlignet med 1995-nivå

Utslippskomponent

Med utgangspunkt i nasjonale målsettinger har de enkelte oljeselskapene definert sine egnemålsettinger for å redusere utslippene til luft. Det samarbeides med myndighetene om å finnefram til hensiktsmessige tiltak for å oppfylle målsettingene.

side41

Figur 3.2.1 Norske CO2-utslipp i 1996 fordelt på kilder. Kilde: Fakta om klimaendringar, Miljøverndepartementet.

Figur 3.2.2 Utslipp av klimagasser i Norge i CO2-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 sattkrav til maksimalt innhold av olje i vann som slippes ut, og det er definert hvilke typer utslippsom krever utslipps-tillatelse fra Statens Forurensingstilsyn, SFT.

Miljøsok har formulert forslag til målsettinger for utslipp til sjø. Også disse formuleringene errevidert i 1999, men med utgangspunkt i det samme ambisjonsnivået som tidligere.

side42

Tabell 3.3.1 Målsettingsformuleringer for utslipp til sjø.

50 % reduksjon av miljøbelastning *50 % reduksjon av utslipp avborekjemikalier, pr. boret meter

Borekjemikalier

Stabilisering av miljøbelastning *pr Sm3 oe

50 % reduksjon av olje- ogkjemikalieutslipp med produsert vann,pr. m3 produsert vann.

Produsert vann

Ekvivalent formuleringendring sammenlignet med 1995-nivå

MILJØSOK, Fase 1endring sammenlignet med 1995-nivå

Utslippskomponent

*For å kvantifisere miljøbelastningen av et utslipp, er det under utvikling en "Environmental Hazard and RiskFactor", EHRF, som vil beregnes på grunnlag av utslippets giftighet, nedbrytbarhet, akkumuleringsevne, volumog av resipientens sårbarhet.

Stortingsmelding 58 fokuserer i stor grad på utslipp til sjø, og særlig på behovet forytterligere å redusere bruk og utslipp av kjemikalier:

� For nye funn med selvstendige utbyggingsløsninger skal det somhovedregel ikke tillates miljøskadelige utslipp til sjø.

� For eksisterende felt skal det gjøres en grundig gjennomgang avutslippene til sjø. Det skal etableres løsninger som ikke medførerutslipp av olje eller mulig miljøfarlige kjemikalier. Alternativtskal en minimere utslippene basert på en totalvurdering.Gjennomgangen skal være ferdig rundt år 2000, med siktemål ågjennomføre tiltak innen år 2005

Forøvrig refererer Stortingsmelding 58 til Miljøsok-arbeidet også når det gjelder utslipp tilsjø, og det sies at utforming av regelverk og praktisering av dette vil skje i samarbeid medindustrien. SFT og Oljeindustriens Landsforening, OLF, har i samarbeid diskutert muligetiltak for å følge opp stortingsmeldingen. (OLF, SFT 1998). I den forbindelse har en benyttetfølgende definisjon av nullutslipp:

Nullutslipp kan nås ved en kontinuerlig reduksjon av miljøskadeligeutslipp mot et praktisk nullnivå, der miljøskadeligheten avhenger avinnholdet av potensielt miljøfarlige kjemikalier i tillegg til tid og stedfor utslippet.

Miljøfarlige forbindelser er forbindelser som kan skade miljøet på grunn av sine iboendeegenskaper, som akutt giftighet, nedbrytbarhet og potensiale for bioakkumulering medpåfølgende risiko for kroniske effekter. Utslippenes miljøskade vil være avhengig avutslipps-mengde, sted og tidspunkt for utslippene i tillegg til kjemikalienes økotoksikologiskeegenskaper. Utslipp av produsert vann og utslipp fra boring og boreoperasjoner blir sett påsom potensielt miljøskadelige utslipp.

side43

3.4 Tiltak for å redusere utslipp til luft

I tråd med den inndeling som er benyttet i Miljøsok-rapporten kan tiltak for å redusere utslipptil luft grupperes på følgende måte:

� Reduksjon av energibehovet, bedre utnyttelse av energien i prosessen.

� Mer effektiv kraftgenerering og kraftdistribusjon

� Optimalisering av prosessen. Redusert behov for fakling

� Rensing og deponering

� Kraft fra land / alternativ kraftforsyning

I det følgende er omtalt noen av de tiltakene som er aktuelle på Tampenområdet, jfrbeskrivelsene under hvert enkelt felt. I den tabellvise framstillingen i kapittel 3.8 er det angittunder hvilken av de nevnte kategoriene hvert enkelt tiltak sorterer.

Det henvises forøvrig til Miljøsok- rapporten for en mer fullstendig gjennomgang av muligeutslippsreduserende tiltak.

Figur. 3.4 Kilder for utslipp til luft fra norsk sokkel.

3.4.1 Reduksjon av energibehovet, bedre utnyttelse av energien i prosessen.

Bruk av spillvarme til oppvarmingsformål.Eksosgassen fra gassturbiner representerer en stor spillvarmekilde. Med varmegjenvinnings-enheter (engelsk WHRU - Waste Heat Recovery Units) kan varmen bli utnyttet tilvarmeformål. Ved hjelp av WHRU kan totalvirkningsgraden for slike turbiner økes fra 33 %til 80 %. Dette forutsetter at all varmen som gjenvinnes kan utnyttes. Dette er ofte ikketilfelle, og den virkelige virkningsgraden vil ligge et sted mellom virkningsgraden tilgassturbinen og den maksimale virkningsgraden. Tiltaket reduserer både CO2 og NOx utslipp.

side44

Forbedret styringssystem for turbiner og kompressorer.Gjennom å tilpasse kjøringen av turbiner og kompressorer best mulig til aktuelt kraft- ogtrykkbehov kan utslipp av CO2 og NOx reduseres. Dette kan oppnås gjennom forbedring avstyrings- og kontrollsystemer.

Ombygging (rewheeling) av kompressorerEnergiforbruket reduseres ved at skovlene i kompressorene skiftes ut med skovler som girstørre virkningsgrad. Dermed reduseres energiforbruket

3.4.2 Mer effektiv kraftgenerering og kraftdistribusjon

Utskifting av luftfilter på turbiner. Endret regulering av inntaksluft.Innebærer at turbinene produserer samme mengde kraft med mindre forbruk av brenngass.

Elkabel mellom installasjoner for samordnet kraftforsyning.Gjennom elektriske kabler mellom installasjoner kan overskuddskraft på en plattformbenyttes til kraftforsyning på en annen.

Kombikraftverk.Kombikraftverk utnytter varmen i eksosgassen fra gassturbinene til å genererehøytrykks-damp, som igjen benyttes til å drive en dampturbin. Denne teknologien kan utnytteopp til 55 % av gassens brennverdi til høyverdig mekanisk og elektrisk energi.

3.4.3 Optimalisering av prosessen. Redusert behov for fakling

Erstatte hydrokarbongass som strippegass i avluftingsanlegg for injeksjonsvann.Sjøvann som skal injiseres i reservoaret som trykkstøtte må “renses” for oksygen. På enkelteplattformer benyttes hydrokarbongass som strippegass, dvs at hydrokarbongassen sirkuleres imotsrøm til vannet, og dermed opptar i seg det oksygenet som finnes i vannet. Etter brukledes strippegassen til fakkelen for avbrenning, og dermed produseres det CO2 og NOx. Ved åerstatte hydrokarbongassen med f.eks. nitrogen, fjernes dette utslippet. Det finnes også andremetoder for avlufting av injeksjonsvann; f.eks bruk av destillasjonstårn. Et alternativ somplanlegges for Sleipnerområdet er bruk av vann fra Utsiraformasjonen, som ikke kreveravlufting.

Degassing av produsert vann.Produsert vann inneholder en del oppløst hydrokarbongass. Når trykket reduseres vil dennegassen bli frigjort, og i mange tilfeller bli ledet til fakkelsystemet. Degassing av produsertvann innebærer at prosessen blir lagt om slik at denne gassen blir tatt hånd om avsalgsgass-systemet.

Lav-NOx teknologi på turbiner.Forbedret brenner-teknologi for gassturbiner reduserer NOx-utslippene ca 80 - 85 %sammenlignet med standard turbiner. Ulempen er at virkningsgraden ved redusert last kan gånoe ned, sammenlignet med konvensjonelle turbiner. Det betyr altså at forbruket avbrenngass, og dermed utslippet av CO2, kan bli noe høyere. Økningen er imidlertid litensammenlignet med besparelsen i NOx utslipp.

side45

Slukking av fakkel.Fakkelen på en plattform er en sikkerhetsforanstaltning som skal sørge for atoverskuddsvolumer av hydrokarbongass fra prosessen, som av en eller annen grunn ikke tashånd om av salgsgass-systemet, raskt blir avbrent uten at det oppstår eksplosjonsfare. Selvepilotflammen representerer i seg selv et kontinuerlig, om enn lite, utslipp av CO2 og NOx.Vesentlig større betydning har de planlagte og ikke planlagte avbrenningene av gass fraprosessen. Slukking av fakkelen innebærer at pilotflammen slukkes, og tennes automatiskhver gang det oppstår behov for avbrenning av overskuddsgass. For at dette skal ha noenhensikt, blir det også foretatt endringer i prosessen slik at behovet for fakling reduseres.

3.4.4 Rensing og deponering

Fjerning av CO2 fra produsert gass Fjerning av CO2 fra produsert gass for å oppnå salgsgass-spesifikasjonen på mellom 2 - 2,5%CO2-innhold gjøres pr i dag på Sleipner Vest med bruk av kjent teknologi. Teknologienbaseres på absorpsjon av CO2 ved hjelp av kjemikalier (aminløsning) i kontaktortårn og envidere desorpsjon (frigivelse) ved regulering av trykk og temperatur. Aminløsningen kanregenereres og gjenbrukes. Prosessen fører til at aminsalter og tungmetaller produseres somavfallsstoffer.

Fjerning av CO2 kan i prinsippet skje offshore slik det i dag gjøres på Sleipner Vest, eller påland ved mottak av gassen. Et renseanlegg på land vil ha den fordelen at det kan betjene flerefelt.

Fjerning av CO2 fra eksosgassTeknologi for å rense CO2 fra eksosgass er under utvikling. Et av problemene knyttet til detteer at CO2-konsentrasjonen er svært lav og gassmengdene svært store i volum sammenlignetmed produsert gass, som er under høyt trykk. Eksosgassen vil derfor bli forsøkt resirkulert forå øke CO2-konsentrasjonen, samtidig som varmen i eksosen gjenvinnes. Selverenseprosessen planlegges ved hjelp av ny membranteknologi i tillegg til aminvaskeprosessensom benyttes ved fjerning av CO2 fra produsert gass. Dette vil øke rensekapasiteten vesentlig,redusere anleggets størrelse og kostnadene, samt føre til en vesentlig reduksjon avavfallsmengdene fra renseprosessen.

Et slikt testanlegg er installert på Kårstø sommeren 1998, som et samarbeidsprosjekt mellomStatoil, Saga, Hydro, BP og Kværner. Testingen vil pågå utover i 1999. Et eventueltfullskala-anlegg for å rense eksosgassen fra hele eller deler av virksomheten på Kårstø viltrolig beløpe seg til flere milliarder kroner.

Ved dimensjonering og kostnadsberegning av transport- og reinjeksjons-systemet for fjerningav CO2 fra produsert gass, vil en også vurdere muligheten for å ta hensyn til behov knyttet tilet, framtidig renseanlegg for eksosgass.

side46

3.4.5 Kraft fra land/Alternativ kraftforsyning

Det er gjennomført et samarbeidsprosjekt mellom Norsk Hydro, Saga og Statoil for å vurderekraftforsyningen på norsk sokkel. Rapport ble levert i august 1998 (OLF 1998). Tiltakenesom er nevnt i rapporten er ennå ikke konkret vurdert for installasjonene i Tampen-området.Flere av dem er dem er imidlertid aktuelle, særlig for nye installasjoner.

Rapporten konkluderer med at CO2-reduserende tiltak for kraftforsyningen på installasjonerpå norsk sokkel generelt har høy tiltakskostnad, når en tar utgangspunkt i bruk av kvalifisertteknologi eller teknologi under utprøving.

Rapporten har identifisert følgende tiltak der tiltakskost med dagens teknologi er av sammestørrelsesorden som CO2-avgiften, som på det tidspunktet var 457 NOK/tonn CO2:

� Damp- og luftturbin (ABC) på nye plattformer, dersom dette medfører innsparing av eneller flere generatorturbiner og frigjør gass for salg.

� Installasjon av brønnstrømsturbin på nye installasjoner.� Samkjøring av flere installasjoner der det tilføres “ny og ren” kraft, dersom dette

medfører at en eller flere generatorturbiner i det samkjørte nettet blir overflødige. Dersomdet kan oppnås høyere regularitet, vil dette øke lønnsomheten.

� Elektrifisering av nye installasjoner nær uttakspunkt i høyspentnettet på land.

Dampkraftverk installert på de undersøkte plattformene vil for eksempel kunne gi en samletreduksjon av CO2-utslipp på ca. 15 % over forventet levetid for disse feltene.

Andre tiltak vil kunne gi vesentlig større utslippsreduksjoner. Følgende tiltak i Troll-Oseberg-Tampenområdet er vurdert å ha et reduksjonspotensiale i størrelsesorden 5 mill. tonn CO2 /år,med tiltakskostnad 1,5 - 3 ganger CO2-avgiften.

� Elektrifisering, helt eller delvis, av eksisterende plattformer og nye plattformer langt fraland.

� CO2-fjerning fra eksosgass på eksisterende plattformer.

Effekten av elektrifisering av plattformene vil være avhengig av om en har tilstrekkeligtilgang på “CO2-fri” vannkraft, eller om elektrifiseringen vil medføre økt bruk av kraftprodusert fra varmekraftverk

Det er i rapporten henvist til publiserte data om tiltakskostnader i industrien på land som viserat utslippsreduksjoner av samme størrelse kan oppnås til tiltakskostnader mindre enn 200NOK/tonn CO2.

Anbefalingene som er gitt i rapporten er nå til vurdering i de respektive selskapene før videreoppfølging eventuelt besluttes.

side47

3.5 Tiltak for å redusere utslipp til sjø

Utslipp til sjø omfatter i hovedsak utslipp av produsert vann samt utslipp fra borevirksomhet.Begge utslipps-typer inneholder forurensingskomponenter som dels stammer fra olje og frabergartene i reservoaret, og dels fra tilsetningsstoffer (kjemikalier). Miljøtiltakene for åredusere utslipp til sjø kan grupperes på følgende måte:

� Reduksjon ved kilden.

� Forbedring av prosess

� Reinjeksjon i berggrunnen

� Rensing

I det følgende presenteres de mest aktuelle tiltakene innenfor hver av disse hovedgruppene.I den tabellvise framstillingen i kapittel 6 er det angitt under hvilken av de nevnte kategorienehvert enkelt tiltak sorterer. Det henvises til MILJØSOK rapporten for en mer fullstendigomtale av mulige utslippsreduserende tiltak.

Figur 3.5.1 Kilder for utslipp til sjø.

3.5.1 Reduksjon ved kilden.

Redusert mengde produsert vann.Denne kategorien omfatter tiltak som vannavstenging, “nedihullseparasjon” oghavbunnseparasjon. Bruk av glidemuffer er et eksempel på en metode for å reduserevannmengdene. Alle disse tiltakene innebærer enten at mengden av vann reduseres, eller at vann skilles ut før brønnstrømmen når plattformen.

Redusert hulldiameter i brønner.Redusert diameter på enkelte seksjoner i brønnen gir redusert mengde kaks og redusertforbruk og utslipp av kjemikalier.

side48

Økt gjenbruk av borevæske.Ved bruk av vannbasert borevæske er det vanlig at denne slippes ut i sjøen. Men ogsåvannbasert borevæske inneholder kjemikalier som det vil være ønskelig å unngå å slippe ut,og borevæske er i tillegg en ressurs som det er verdt å ta vare på og bruke om igjen. Enordning med en såkalt "borevæskebank" for levering på land, lagring og gjenbruk har vist å gibesparinger både m.h.t kostnader og miljø. På enkelte installasjoner har man oppnådd betydelige besparelser på borevæskekostnader, samtidig som man har sett en reduksjon iutslipp på ca. 30% på disse installasjonene.

3.5.2 Forbedring av prosess

Forbedret separasjon olje/gass/vann.Det pågår et kontinuerlig arbeid for å optimalisere separasjonen av olje, gass og vann iprosessanleggene på plattformen. Dette arbeidet vil både kunne redusere forbruket avprosesskjemikalier og legge grunnlaget for en bedre sluttrensing av produsert vann for oljeog andre vannløselige komponenter.

Redusert brenning av av hydrokarboner ved brønntesting.Bedre instrumentering for å vurdere reservoaret kan gjøre det mulig å redusere omfanget avbrønntesting. Brenning av olje i forbindelse med brønntesting vil alltid være ufullstendig, oggi utslipp både av CO2 og NOx til luft og av uforbrent olje til sjø. Slik brenning kan reduseresgjennom redusert volum ved hver test, og gjennom oppsamling av olje på spesialskip, riggeller forsyningsskip.

Bruk av korrosjonsbestandig rørmateriale.Ved bruk av korrosjonsbestandig stål (13 % Cr) kan en unngå bruk og utslipp avkorrosjonshemmende kjemikalier.

Hydratkontroll gjennom oppvarming av brønnstrømsrør.Store mengder kjemikalier (metanol) kan gå med til å forhindre hydratdannelse (isdannelse) ibrønnstrømsrør, særlig i forbindelse med nedstenging/oppstart. Oppvarming er en alternativmetode for å unngå slike problemer. Metoden krever økt energibruk, som i enkelte tilfellerkan dekkes gjennom utnyttelse av overskuddsenergi.

KjemikaliestyringFlere av de tiltakene som er nevnt har som mål å redusere forbruket av kjemikalier. I tilleggskjer det en gradvis utskifting av de kjemikaliene som er mest miljøskadelige. Nye kjemi-kalier som blir tatt i bruk gjennomgår en omfattende testing og vurdering av miljørisiko Det blir vurdert nye måter for kompensering av kjemikalieleverandørenes tjenester, slik atleverandører og oppdragsgiver får en felles interesse i å redusere forbruk og utslipp.

3.5.3 Reinjeksjon i berggrunnen.

Reinjeksjon av produsert vann.Med dagens renseteknologi er det i praksis begrenset hvor mye oljeinnholdet i produsert vannkan reduseres. Enda vanskeligere er det å oppnå en vesentlig reduksjon av innholdet avvannløselige komponenter i oljen og av kjemikalier som er tilsatt gjennom injeksjonsvanneller i produksjonsprosessen. Reinjeksjon av produsert vann har derfor blitt et aktuelt

side49

alternativ. I de tilfeller der en har behov for vann som trykkstøtte kan bruk av produsert vannerstatte sjøvann, og i slike tilfeller vil reinjeksjon medføre en begrenset økning avenergiforbruket. Det er vanlig å regne at maks 80 % av produsert vann kan reinjiseres, og detvil dermed fortsatt være bruk for renseanlegg til å ta hånd om den resterende mengden.

Figur 3.5.2 Prinsippskisse for reinjeksjon av produsert vann.

Reinjeksjon av borekaks.Reinjeksjon av oljebasert borekaks og rester av brukt borevæske blir stadig mer brukt. Detkan både kostnadsmessig og miljømessig være en bedre løsning enn transport til land fordisponering, eller bruk av syntetisk borevæske og utslipp av kaks. Reinjeksjon av slam ogkaks fra boring med vannbasert eller syntetisk boreslam er også mulig, men kostnadsmessiglite gunstig, og den miljømessige effekten kan være liten eller helt fraværende.

3.5.4 Rensing

Rensing av produsert vann.Produsert vann renses i dag for å oppfylle utslippskravet på maks 40 mg olje pr liter produsertvann som slippes ut. Overgang til hydrosykloner har medført at innholdet av olje for mangeplattformer ligger vesentlig under utslippskravet. Andre teknologier er sentrifuger ellerflotasjonsceller.

En ny metode for rensing av produsert vann er nylig patentert. Denne bygger på standardrenseutstryr i form av hydrosykloner. Det nye er at det tilsettes flytende gass eller kondensatsom resirkuleres, noe som kan redusere innholdet av dispergert olje vesentlig. Dersommetoden blir gjort anvendelig vil en kunne fjerne en svært stor andel også av PAH ogBTX-komponenter fra produsert-vannet.

Bedre rensing av borevæsker og borekaks.Bedre systemer for rensing av borekaks vil redusere utslipp av borevæske som vedheft tilborekaks. Bedre fjerning av finpartikulært materiale fra borevæsken vil øke væskenslivslengde. Dette kan oppnås ved forbedret kaks/slamseparator. Systemet kan redusereslamvedhenget med opp til 40 % sammenlignet med standard teknologi.

side50

3.6 Prosjekter og programmer for å utrede utslippsreduserende tiltak

3.6.1 VOC-prosjektet

Som det framgår av kapittel 4 blir omlag 90 % av nmVOC - utslippene i Nordsjøen produserti Tampenområdet, og bøyelasting og transport av råolje med tankbåter er den fullstendigdominerende kilden. Tiltak som skal monne noe for å redusere utslippene av nmVOC, måsettes inn mot disse kildene.

VOC står for Volatile Organic Compounds, på norsk flyktige organiske forbindelser. I praksiskan vi gjerne bruke betegnelsen “oljedamp”. VOC-prosjektet er støttet av allerettighetshavere med eierinteresser i offshorelastende lisenser på norsk sokkel (18 selskapsamt SDØE), der man har som felles målsetting å kvalifisere teknologi som kan bidra til åoppfylle den nasjonale målsettingen.

Teknisk konseptbeskrivelseVOC-prosjektet realiserer nå to alternative hovedkonsepter for reduksjon av VOC-utslippifm. bøyelasting på norsk sokkel; VOC-absorbsjon og VOC-brensel.

VOC-ABSORBSJONAbsorbsjonskonseptet er basert på en prosess der avdampet VOC gjenvinnes i etabsorbsjonstårn, og tilbakeføres i råoljelasten. Dette oppnås ved at den oljedamp og inertgasssom i dag strømmer ut fra lastetankene til omgivelsene ifm. lasting av råolje, samles opp ogledes gjennom en trykksatt absorbsjonskolonne i motstrøm med en råolje- strøm. Trykket gjørat VOC reabsorberes i råoljelasten. Inertgass og metan blir ikke absorbert og strømmer ut påtoppen av kolonnen. Ved at olje med den absorberte oljedampen føres tilbake i lastetankene,vedlikeholdes spesifikasjonene på oljen slik den lastes på feltet. Denne prosessen har værtutprøvd på et pilotanlegg i skala 1:10 på bøyelasteskipet MT "Tove Knutsen", der man harmålt en gjenvinningseffekt på 70-80% VOC på Statfjord og Gullfaks (metan ikke medregnet).Målsettingen for prosessen var 70% og basert på disse positive testresultatene, er man nåigang med å teste ut et fullskala-anlegg på MT "Anna Knutsen".

Absorbsjonsanlegget i 1 : 1 skala erinstallert på MT "Anna Knutsen" høsten1998. Etter det går man inn i encommissioning og en testperiode. Basertpå arbeidsresultater fra testing ogutprøving, regner man med at enkommersiell spesifikasjon for etabsorpsjonsanlegg vil kunne foreligge01.03.99.

Figur 3.6.1 MT “Anna Knutsen”under bøyelasting.

side51

VOC-BRENSELDette konseptet går ut på å gjenvinne VOC, samle det opp og benytte energien som drivstofftil tanksipet. C3+ (propan og tyngre) andeler av VOC kondenseres, for deretter å bli sprøytetinn i skipsmotorene. Motorene skal kunne akseptere VOC-tilførsel fra 92% ned til 30% (dvs.marin tungolje fra 8% til 100%) for å kunne operere på alle slags felter og VOC-blandinger.Konseptet krever et anlegg for kondensering av VOC-gassen. Motorfabrikken MAN B&WDiesel A/S (MBD) og Statoil har inngått et samarbeid for å utvikle nødvendige systemer foranvendelse av VOC til drivstoff på et bøyelasteskip. Dette VOC-delprosjektet mottar også endel finansiell støtte fra EU Thermie-programmet.

VOC-brensel er miljøvennlig fordi det i tillegg til å redusere utslipp av VOC også redusererutslipp av SOx (opptil ca. 90 % pga tilsvarende erstatning av tungolje-bunkers medVOC-drivstoff uten svovel), PM (partikler/sot med opptil ca. 90% pga. bedre diffusjon avVOC-drivstoffet i forbrenningsrommet), NOx (20 - 30% pga.bedre diffusjon) samt en litenreduksjon av CO2 på grunn av et lavere C/H forhold i VOC-drivstoffet.

Den største teknologiske utfordringen ligger i anvendelsen av VOC-kondensat som drivstoff iskipsmotorene. Metangass i en MBD-motor i dual fuel modus er kjent og utprøvd på etlandanlegg i Japan. Den nye teknologien innebærer VOC-gassmix i flytende form ogimplementering ombord i skip. Kondensasjonsprosessen ansees å være konvensjonellkompresjon/kjøling.

Den største utfordringen ellers ligger på sikkerhet og bruksvennlighet. Introduksjon av tungegasskomponenter i maskinrommet krever spesielle tiltak, feks. i tilførselsystemet for VOC tilbrennkammer i hovedmotor. I disse prosessene holdes nær kontakt med rederi,sjøfartsmyndigheter og klasseselskaper for å komme fram til et mest mulig optimalt anleggmht. operasjon, regularitet og sikkerhet.

VOC-brenselsanlegget vil bli installert på MT "Navion Viking" i februar/mars 1999.Forberedende arbeider ble utført på båten ifm. dokking juni-98.

Videre arbeid

Det pågår nå forhandlinger mellom myndighetene og OLF for å etablere en frivillig avtale omgjenvinning av VOC i forbindelse med skipslasting av olje på sokkelen. Det er ventet atavtalen vil bli inngått innen sommeren 1999.

Avtalen vil omfatte installasjon av VOC-anlegg på vel 20 bøyelastere i Nordsjøen - forutsattat de to prøveanleggene VOC-absorpsjon hhv. -brensel blir vellykket. En implementering påca. 20 bøyelasteskip kan skje etter to strategier :

§ hver reder anskaffer VOC-anlegg på sine båter basert på en kommersiellspesifikasjon

§ en felles prosjektorganisert implementering i regi av oljeselskapene, derimplementeringen finansieres av rettighetshaverne etter modell av dagensVOC-prosjekt.

side52

3.7 Selskaps-spesifikke programmer for å redusere utslipp av klimagasser

3.7.1 Statoil

For å finne fram til de beste måtene å redusere utslipp på etablerte Statoil CO2-programmethøsten 1997. Målet er å utvikle teknologi som kan gi en reduksjon på 30% av CO2-utslippenepå Statoil opererte anlegg - målt i forhold til hva utslippene ville vært med ordinær teknologi.Målet er å oppnå dette innen år 2007.

Programmet skal identifisere og legge til rette for gjennomføring av de mestkostnadseffektive tiltakene for CO2-reduksjon. Innen utgangen av år 2000 skal det væreetablert beslutningsgrunnlag slik at tiltak kan iverksettes. Tiltakene skal gjennomføres isamarbeid med leverandører, myndigheter og andre selskap.

Syv delprosjekter inngår i CO2-programmet

CO2-fjerning og deponeringMålet her er å utvikle et gjennomførbart og kostnadseffektivt konsept for separasjon ogdeponering av CO2 fra eksosgass fra gassbehandlings-anlegget på Kårstø.

Dagens teknologi for separasjon av CO2 fra eksosgass er svært kostbar og energikrevende.For et gasskraftverk vil investeringene i CO2-separasjons- og deponeringsanlegg være høyereenn investeringen for selve gasskraftverket. Videre vil CO2 fjerningen forbruke omlag 20% avkraftverkets energiproduksjon. Fjernet CO2 vil bli transportert i rørledning til et egnet deponi.Et slikt egnet deponi kan være Utsiraformasjonen i Nordsjøen. I dag injiseres CO2 fraSleipner Vest i denne formasjonen.

Forretningsmessige rammevilkår vil avgjøre om et slikt CO2 reduksjonstiltak vil værekonkurransedyktig og mulig å realisere. Anlegget vil kunne stå klart i 2003.

Reduksjon av utslipp fra plattformeneI delprosjektet "Offshore anlegg" er målet å redusere utslippene av CO2 fra produksjonen påplattformer og produksjonsskip. Alle fabrikkanlegg på plattformene til havs skal gjennomgåsmed sikte på CO2-reduserende tiltak.

Bruk av mellomkjøling, bruk av varmt kjølevann og mer effektiv separasjonsteknologi kan gibetydelige CO2-reduksjoner.

CO2-reduksjon fra startenI delprosjektet "Tidligfaseprosjekter" er målet å gjøre CO2-reduksjon til et kriterium for allenye prosjekter. Alle nye utbyggingsprosjekter vil bli bedt om å legge fram en plan for hvordande skal nå de oppsatte målene for 30% CO2-reduksjon.

Satellittutbygginger, altså videreutbygging på eksisterende felt til havs, gir spesielt godemuligheter for å forbedre energiutnyttelse. For eksempel vil bruk av ny teknologi kunne gi 30MW ekstra fra eksisterende turbiner på Sleipner. Den frigitte energien kan brukes til nyutbygging i området. På Statfjord vil varmegjenvinning kunne gi høyere energiutnyttelse iforbindelse med tilknytning av satellittfelt.

side53

Kommersiell utnyttelse av CO2

I delprosjektet "Kommersiell utnyttelse av CO2" er målet å finne kommersielle og industrielleformål for CO2.

Ved CO2-separasjon fra naturgass kan det framstilles store mengder ren CO2. Det skalutvikles en kommersiell modell med tilhørende tekniske konsepter for industriell utnyttelseav renfremstilt CO2.

Lavere utslipp ved produksjon av bensinI delprosjektet "Raffinering" er målet å redusere utslippene av CO2 fra raffinerier.Raffineriene er noen av de vanskeligste stedene å redusere CO2-utslipp. Årsaken er at CO2 eret biprodukt av selve den kjemiske prosessen med å foredle olje til bensin. Likevel arbeidesdet med å redusere utslippene per prosessert enhet - med minst 30%. Veien til reduksjon er åbruke overskuddsenergi og varme til ny produksjon.

Bygging av kompetanseI delprosjektet "Ny teknologi" er fokus på forskningen som foregår på verdensbasis, med vektpå:

� Lagringsmetoder for CO2

� Prosesser for fjerning av CO2 fra gassturbineksos

� Vurdering av CO2 som råvare til petrokjemi

� Nye tiltak for energiøkonomisering i vår bransje

� Ny teknologi for å produsere en CO2-fri energi basert på naturgass

Utvikling av nye konsepterI et eget team, "Konseptutvikling", blir ny og eksisterende teknologi satt sammen til nyeløsninger som kan anvendes for CO2-reduksjon på anleggene. Det arbeides med blant annetfølgende prosjekter:

Kombisyklus og tilsvarende løsningerEt kombisyklusanlegg utvinner energi fra turbineksosen ved å produsere damp somekspanderer over en dampturbin. CO2- utslippene kan derved reduseres med rundt 30 %.Dampanlegg er aktuelt hvis det er et økende energibehov. Kombisyklusanlegg er derforspesielt interessant ved satellittutbygginger.

Air Bottoming Cycle (ABC) er en teknologi som utvinner energi fra turbineksos i enluftturbin. Man kan oppnå 25 % mer energi ved bruk av denne metoden.

HydrogenkraftNaturgass kan omdannes til hydrogen ved reaksjon med vanndamp. Denne type teknologi harvært vurdert i en årrekke, bl.a. i regi av IEA Greenhouse Progamme.

Teknologien regnes som mere langsiktig sett i relasjon til CO2-separasjon fra avgass, somutføres kommersielt i dag. Løsningen har flere fordeler: Det produseres et CO2-fritt brennstoffi et større sentralt anlegg hvor det kan anvendes gass, olje eller til og med kull som råstoff forhydrogenproduksjon. CO2 komprimeres og injiseres i f.eks. et oljefelt for å øke utvinningenav olje. Hydrogenrikt brennstoff kan brennes direkte i enkelte industrielle gassturbiner.

side54

Injeksjon av CO2 og eksosgassGassinjeksjon benyttes for økt oljeutvinning. Dette er energikrevende og medfører CO2-utslipp i form av økte mengder eksosgass fra gassturbiner. Det arbeides med et konseptfor injeksjon av eksos i stedet for bruk av verdifull naturgass. Dette vil kunne redusereCO2-utslippene i forhold til dagens injeksjonsutstyr med 50% eller mer. Naturgassen vil istedet kunne selges.

I et eksosgassanlegg produseres damp ved etterbrenning av oksygeninnholdet i eksosen fra engassturbin. Dampen brukes til å drive kompressorene som behøves for å injisere eksosen i etoljefelt.

3.7.2 Hydro

Hydro har programmer og prosjekter hvis målsettinger er reduserte klimagassutslipp pådivisjons- og konsernnivå. Innenfor oljeog gassvirksomheten kan nevnes følgendeaktivitetet:

CO2-fjerning Målet her er å utvikle et gjennomførbart og kostnadseffektivt konsept for fjerning av CO2 fraeksosgass fra turbiner på plattformer. Dette er et samarbeid mellom BP, Saga, Statoil ogHydro, med Kværner som utførende.

CO2-deponeringHydro har lansert bruk av CO2 til trykkstøtte i Granefeltet og har i den forbindelse gjortomfattende studier av hvordan CO2 vil oppføre seg i et reservoar. Andre formasjoner ennGrane studeres. I tillegg deltar selskapet i prosjketer der en ser på havet som deponi for CO2.

Reduksjoner ved kildenDersom behovet for å injisere væske tilbake i reservoaret kan reduseres, vil en kunne oppnåbetydelig reduksjoner i kraftbehov. Separasjon av brønnstrømmen i brønnen med tilbake-føring av vann og gass under høyt trykk vil være et slikt tiltak. Det foregår betydeligFoU-innsats på dette området.

Effektiv kraftproduksjonHydro har vedtatt installasjon av et dampanlegg (kombisyklusanlegg) på Oseberg Feltsenter.Anlegget vil bruke overskuddsvarme fra gassturbiner til å generere dampen. Tilsvarendeanlegg vurederes også for andre plattformer.

HydrogenkraftverkKraftverket er tenkt plassert på Karmøy, og forutsettes å ha en netto ytelse på ca. 1200 MW.På årsbasis vil dette kraftverket alene kunne levere ca. 8-9 % av det norske kraft-forbruket. Iplanene inngår det å skille ut CO2 fra den syntesegass-blandingen som man får ved reaksjonmellom naturgass og vanndamp. Den utskilte CO2-gassen vil så bli kondensert og pumpet irørledning ut til Grane-feltet, der den vil bli brukt som drivgass for å øke oljeutvinningen. Ca.90% av karboninnholdet i naturgassen vil kunne bli deponert som CO2 i Grane-reservoaret.

side55

Etter utskillelse av CO2 består brenngassen som brukes i turbinene hovedsakelig av hydrogenog nitrogen.

Teknologien som skal benyttes består av kjente elementer, men i en ny sammenstilling. Det har derfor vært nødvendig å gjennomføre verifikasjon av konseptet for å eliminere tekniske usikkerheter. Dette er gjort gjennom sommeren og høsten 1998, og Hydro anser nå at prosjektet er teknisk gjennomførbart. Men det arbeides med å optimalisere konseptet og gjennomførings-strategien med sikte på å redusere investeringskostnadene. Økonomien i prosjektet avhenger også av hvilke avtaler det er mulig å oppnå i forbindelsemed kjøp av naturgass og salg av CO2 til Grane, samt de rammebetingelsene som vil bli lagtfor prosjektet fra myndighetenes side.

Prosjektet er forhåndsmeldt til NVE, og meldingen ble sendt på høring i november 1998.

Energiprogrammet og klimagassreduksjonerHer er målet å

- øke energieffektiviteten og -utnyttelsen i Hydros produksjonsanlegg- finne måter å håndtere CO2 fra alle typer produksjonsanlegg i Hydro- utvikle mindre og mer effektive metoder for fjerning av CO2 fra eksosgass- utvikle nye metoder for kraftgenerering og brenselsammensetning- redusere utslipp av andre klimagasser enn CO2.

side56

3.8 Feltspesifikke tiltak for å redusere utslipp til luft og sjø

Tampenområdet vil i følge innrapporterte prognoser til Oljedirektoratet høsten 1997 bidramed omlag 40 % av de akkumulerte utslippene til luft (CO2 og NOx) fra petroleums-virksomheten i Nordsjøen i perioden 1996 - 2015.

For VOC vil det tilsvarende tallet være i overkant av 90 %, og for utslipp av produsert vann ioverkant av 50 %.

I disse prognosene er det bare delvis tatt hensyn til effekten av utslippsreduserende tiltak.Tallene illustrerer klart at utslippsreduksjoner i Tampenområdet vil være avgjørende forhvorvidt en klarer å nå eksisterende målsetttinger om reduksjoner av de totale utslippene franorsk sokkel.

I det følgende presenteres aktuelle miljøtiltak for å redusere utslipp til luft og sjø for deenkelte felt og installasjoner i Tampenområdet. For hvert enkelt felt med egne utslipp er detgitt en kort opplisting av tiltakene.

Effekten av de enkelte tiltakene er oppgitt som redusert antall tonn utslipp pr. år (CO2 ogNOx), regnet som gjennomsnitt for de årene tiltaket er virksomt. Summen av utslipp etter attiltak er gjennomført er sammenlignet med summen av utslipp uten tiltak.

Prosentvis utslippsreduksjon er beregnet ved å sammenligne den samla utslippsreduksjonenmed størrelsen på utslippene slik de ville ha vært dersom ingen utslippsreduserende tiltak varblitt gjennomført etter 01.01.1996. I disse regnestykkene har en regnet inn effekten av tiltaksom allerede er gjennomført, tiltak som det er fattet beslutning om å gjennomføre, og tiltaksom er til vurdering.

Tiltakenes status er definert slik:

"gjennomført" - tiltak som er gjennomført"besluttet" - tiltak som det er fattet beslutning om å gjennomføre"vurderes" - tiltak som fortsatt er til vurdering. "forkastet" - tiltak som er vurdert, men inntil videre forkastet.

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 (status 3) tatt med i oversikten. Det understrekes atdette ikke innebærer noen forpliktelse for selskapene. Opplistingen anses likevel å ha verdisom innspill i diskusjonen om hvordan målsettinger om utslippsreduksjoner skal kunneoppnås. Alle tiltak i kategorien “til vurdering” er markert med gult i tabellene.

Hvorvidt tiltakene som er til vurdering blir gjennomført eller ikke, vil blant annet avhenge avøkonomiske vurderinger. Det er derfor lite sannsynlig at alle disse tiltakene vil bligjennomført. På den annen side er det sannsynlig at nye tiltak vil komme til etterhvert somden teknologiske utviklingen går videre. Tiltakene med status 3 kan derfor oppfattes som enillustrasjon av maksimalt mulig reduksjonspotensiale, slik situasjonen ser ut pr. i dag.

side57

Tiltak som har vært vurdert, men som foreløpig er forkastet, er også omtalt i teksten. For flereav feltene er det også før 01.01.1996 gjennomført tiltak som har ført til reduserte utslipp.Disse tiltakene er ikke synliggjort i denne sammenhengen.

Tiltak for å redusere utslipp til luft er inndelt i følgende kategorier (se nærmere om dette ikapittel 3.4):

Kategori 1: Reduksjon av energibehovet, bedre utnyttelse av energien i prosessen.Kategori 2: Mer effektiv kraftgenerering og kraftdistribusjonKategori 3: Optimalisering av prosessen, redusert behov for faklingKategori 4: Rensing og deponeringKategori 5: Kraft fra land / alternativ kraftforsyning, reduksjon ved kilden.

Tiltak for å redusere utslipp til sjø er inndelt i følgende kategorier:

Kategori 1: Reduksjon ved kilden.Kategori 2: Forbedring av prosessKategori 3: Reinjeksjon i berggrunnenKategori 4: Rensing

For de fleste tiltakene er det oppgitt fra og med hvilket årstall tiltakene har hatt/forventes å gieffekt. På grunn av den usikkerheten som knytter seg til de tiltakene som er til vurdering, erdet ikke alltid oppgitt noe gjennomføringsår for disse. For likevel å kunne synliggjøre grafiskhvilket reduksjonspotensiale disse tiltakene innebærer, er alle tiltak uten oppgitt gjennom-føringsår lagt inn fra og med år 2005. Det understrekes at dette kun er for å illustrerereduksjonspotensialet som disse tiltakene innebærer, og at det ikke er tatt stilling til hvorvidttiltakene blir gjennomført.

Det arbeides også med en rekke andre tiltak. Mange av disse tiltakene har et betydeligutslippsreduserende potensiale, og er omtalt i kapittel 3.6 under VOC-prosjektet ogCO2-programmet.

Alle utslippsreduserende tiltak er omtalt under det feltet/den installasjonen der utslippeneskjer.

De totale investeringskostnadene og kostnadene pr. redusert tonn CO2 vil variere sterktmellom de ulike tiltakene, og også mellom de ulike feltene. For mange av tiltakene erCO2-reduksjon ikke det primære formålet. I slike tilfeller vil tiltakskostnadene i stor gradinneholde elementer som ikke har noe med selve CO2-reduksjonen å gjøre, og det ville væremisvisende å oppgi kostnadene knyttet til CO2-reduksjonen som totale kostnader dividert påantall tonn CO2 redusert. I andre tilfeller, der tiltaket direkte er motivert ut fra et ønske om åredusere CO2-utslippene, ville en slik framstilling gi et riktig bilde. Tabellene i det følgendeineholder begge typer tiltak. De kostnadstall som er oppgitt kan derfor ikke brukes til å gjøresammenligninger mellom ulike tiltak eller ulike felter.

side58

3.8.1 Utbygde felt med egne utslipp

Statfjord I tillegg til produksjon fra egne felt og tilhørende satelittfelter, mottar plattformene påStatfjordfeltet også olje og gass fra omkringliggende felter for ferdigbehandling, lagring oglasting. Statfjord A plattformen får overført olje fra Snorre TLP. Statfjord B plattformen kan iframtida få overført olje fra Snorre B. Et av alternativene for utbygging av Kvitebjørninnebærer i tillegg at gass overføres til Statfjord B. Statfjord C plattformen produserer i dagbrønnstrømmen fra eksisterende satelitter, Statfjord Øst og Statfjord Nord, og vil i tilleggprodusere brønnstrømmen fra Statfjord nordflanken, som er under utbygging, og frasatelittfeltet Sygna, som det er levert inn PUD for høsten 1998. Plattformen mottar også gassfra Gullfaks A.

I det følgende er omtalt de miljøtiltakene som er aktuelle for installasjonene på Statfjordfeltet.Disse tiltakene vil, som det framgår ovenfor, få betydning for utslippene knyttet tilproduksjonen av olje og gass også fra andre felter enn Statfjordfeltet.

side59

Tabell 3.8.1 Tiltak for å redusere utslipp til luft fra Statfjord-feltet. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

184 600-forkastet2Utskifting av luftfilter påturbiner, Statfjord B

ikke beregnet6 000-forkastet3Erstattte hydrokarbongass mednitrogen i avluftingsanlegg(MINOX-anlegg). Statfjord A

21056 000**vurderes1Splitting av 4.kompresjonstrinn medmellomkjøling

32062 000**vurderes3Slukking av fakkel Statfjord A,B og C

23060 000**vurderes2Dampkraftanlegg Statfjord B

27070 000**vurderes1Separat produksjon avhøytrykksbrønner

258 4002001*vurderes1Reewheeling av 2. og 3.kompresjonstrinn, Statfjord B.

39075 2001999 (A)*1999 (B)*2000 (C)*

vurderesvurderesvurderes

3Degassing av produsert vann,Statfjord A, B og C

12 0001999besluttet1Omlegging avvanninjeksjonssystemet påStatfjord C

184 6001999besluttet2Utskifting av luftfilter påturbiner, Statfjord C

258 7001999besluttet1Reewheeling av 2. og 3.kompresjonstrinn, Statfjord C.

--1999besluttet3Redusert damptrykk for åredusere avdamping av VOC

53-1999besluttet3Lav-NOx teknologi på nyeturbiner, Statfjord C

6516 7001999besluttet3Erstattte hydrokarbongass mednitrogen i avluftingsanlegg(MINOX-anlegg). Statfjord Bog C

297 4002000besluttet1Nytt kontroll/styresystem forturbiner og kompressorer påStatfjord B og C

5034 0001999besluttet1Installere varme-gjenvinningsenhet på turbinerpå Statfjord A

153 5001997gjennomført1Nytt kontroll/styresystem forturbiner og kompressorer påStatfjord A

ÅrligNOx-reduksjontonn/år, gj.snitt

ÅrligCO2-reduksjontonn/år, gj.snitt

Gjennom-føringsår

StatusTiltaks-kate-gori

Tiltak

* mest sannsynlige gjennomføringsår** sannsynlig gjennomføringsår ikke angitt. I figurframstillingen (fig. 3.9.3) er tiltakene lagtinn fra og med år 2005.

Tiltak som er gjennomført eller besluttet gjennomført vil redusere de totale utslippene av CO2

fra Statfjordfeltene med ca 7 % (ca 1,5 mill tonn CO2), regnet som akkumulert mengde forperioden 1996-2015.

side60

Tiltak som er til vurdering representerer et ytterligere reduksjonspotensiale på ca 19 % (4,1mill tonn CO2). Samlede investeringer knyttet til tiltak som er gjennomført og besluttetgjennomført er i overkant av 200 MNOK.

For NOx representerer gjennomførte og besluttede tiltak en utslippsreduksjon på ca 4 % (3500tonn NOx). Tiltak som er til vurdering representerer et ytterligere reduksjonspotensiale på ca19 % (18000 tonn NOx).

Det vurderes å gjennomføre tiltak for å redusere utslippene av VOC ved bøyelasting. Et avdisse tiltakene innebærer reduksjon av damptrykket i olja gjennom å redusere trykket i sistetrinns separator. Potensialet her er ca 30 % reduksjon av VOC-utslippet. Tiltaket er tilvurdering og vil tidligst kunne gjennomføres i år 1999.

En oversikt over tiltak for å redusere utslipp til sjø er gitt nedenfor.

Tabell 3.8.2 Tiltak for å redusere utslipp til sjø fra Statfjord-feltet. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

vurderes1Redusert kaksmengde gjennom reduksjon av hulldiameterpå 17 1/2” seksjon til 16 “, Statfjord nordflanken og Sygna

vurderes1Utvidet bruk av vannbasert borevæske, Statfjordnordflanken og Sygna

under installasjonprimo 1999

besluttet3Reinjeksjon av borekaks Statfjord A

besluttet3Reinjeksjon av borekaks SFC, Statfjord nordflanken ogSygna

1999 besluttet(pilottest)

3Reinjeksjon av produsert vann

GjennomføringsårStatus Tiltaks-kategori

Tiltak

side61

GullfaksOgså Gullfaksplattformene har tilknytninger til andre felt. Gullfaks A plattformen mottar oljefra Vigdis-feltet, overført via Snorre TLP, for lagring og lasting. I tillegg produseresbrønnstrømmen fra satelittene Gullveig, Rimfaks og Gullfaks Sør fra denne plattformen.Gullfaks C plattformen produserer brønnstrømmen fra Tordis og Tordis Øst. Aktuelleframtidige tilknytninger er H-Sentral (via Tordis), STUJ (via Tordis), Visund (lagring oglasting av olje) og Kvitebjørn (gass, et av alternativene for Kvitebjørnutbyggingen).

I det følgende er omtalt de miljøtiltakene som er aktuelle for installasjonene på Gullfaksfeltet.Disse tiltakene vil, som det framgår ovenfor, få betydning for utslipp knyttet til produksjonenav olje og gass også fra andre felter enn Gullfaksfeltet.

Tabell 3.8.3 Tiltak for å redusere utslipp til luft fra Gullfaks-feltet. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

630165 000**vurderes3 kjels dampkraftanlegg påGullfaks A og C

6015 000**vurderesSplittetvanninjeksjonsmanifold GFC

153 000**vurderesHP fakkel direkte til sugeside1. stegs rekompressor

8322 0002 000*vurderes3Redusert fakling Gullfaks B

72 1002 000besluttet2Nye filter på inntak turbinerGullfaks C

100-1 999besluttet3Lav-NOx teknologi på nyturbin Gullfaks A

25001 999besluttet2Endret regulering avinntaksluft turbiner

288 2001 999besluttet3Redusert behov fortrykkavlasting som følge avoppvarming av brønnstrøms-rør, Gullfaks Satelitter fase 1og 2

21857 0002 002besluttet1Redusert eksporttrykkGF-VF-T som følge av nyledning

19338 0001 997gjennomført3Forbedret faklingsstartegi

185 4001 997gjennomført2Nye filter på inntak turbinerpå Gullfaks A og B

24865 0001 996gjennomført3Slukket fakkel Gullfaks A ogC,

Årlig NOx-reduksjontonn/år, gj.snitt

Årlig CO2-reduksjontonn/år, gj.snitt

Gjennom-føringsår

StatusTiltaks-kate-gori

Tiltak

* mest sannsynlig gjennomføringsår** sannsynlig gjennomføringsår ikke angitt. I figurframstillingen (fig. 3.9.3) er tiltakene lagtinn fra og med år 2005.

Tiltak som er gjennomført eller besluttet gjennomført vil redusere de totale CO2-utslippenefra Gullfaksfeltene med ca 17 % (i overkant av 3 mill tonn CO2), regnet for perioden1996-2015. Tiltak som er til vurdering representerer et ytterligere reduksjonspotensiale på ca13 %. (i underkant av 2,5 mill tonn CO2).

side62

For NOx representerer gjennomførte og besluttede tiltak en reduksjon på ca 20 % (14000 tonnNOx). Tiltak som er til vurdering representerer en ytterligere reduksjon på 13 % (9000 tonnNOx).


Tabell 3.8.4 Tiltak for å redusere utslipp til sjø fra Gullfaks-feltet. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

vurderes 3Reinjeksjon av produsert vann

1999besluttet2Oppvarming av brønnstrømsledning fra Gullfaks satelitterfase 1. Reduserer bruk av metanol, glycol og vokshemmer.

1998gjennomført4Hydrosykloner for rensing av produsert vann, Gullfaks C


Tiltak

Reinjeksjon av borekaks er innført på Gullfaksfeltet fra og med 1994.

Figur 3.8.1 Gullfaksfeltet. Skisse av plattformer, lastebøyer og havbunns-installasjoner.

side63

Snorre Snorrefeltet har pr. i dag en plattform, Snorre TLP, samt et tilknyttet undervannsanlegg. Itillegg til brønnstrømmen fra eget felt behandler plattformen brønnstrømmen fraVigdis-feltet. Plattformen vil også motta gass fra Snorre B (under utbygging) for eksport.Framtidige aktuelle tilknytninger er H-Vest/Nord og Vigdis Øst.

I det følgende er omtalt de miljøtiltakene som er aktuelle for Snorre TLP plattformen. Dissetiltakene vil, som det framgår ovenfor, få betydning for produksjonen av olje og gass også fraandre felter.

Tabell 3.8.5 Tiltak for å redusere utslipp til luft fra Snorre TLP. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

8930forkastet3Lav-NOx teknologipå “dual fuel”turbiner

10026 000forkastet2Kombikraftanlegg på3 turbiner på SnorreTLP

ikke beregnetikke beregnetforkastet5Elkabel fra land8717 0002 000besluttet3Slukking av fakkel

11530 0002 001besluttet2Kombikraftanlegg påSnorre B, elkabel tilSnorre TLP

Årlig NOx-reduksjontonn/år, gj.snitt


Gjennom-føringsår

StatusTiltaks-kategori

Tiltak

De av tiltakene som det er fattet beslutning om å gjennomføre vil redusere de totaleCO2-utslippene fra Snorre TLP med 9 % (ca 0,7 mill tonn CO2), regnet for perioden1996-2015.

Samlede investeringer knyttet til disse tiltakene er kalkulert til 300 MNOK.

Ytterligere tiltak som har vært til vurdering representerer en reduksjon på 26.000 tonn CO2/årog 990 tonn NOx/år, til en samla investeringskostnad på 310 MNOK (Gjelder kun kombi-kraft; kostnader til lav-NOx turbin kommer i tillegg). Disse tiltakene er forkastet etter envurdering av kost/nytte og teknisk gjennomførbarhet. Tiltakskostnad for CO2-reduksjonen(kombikraftverk) er beregnet til 590 NOK/tonn CO2.


Tabell 3.8.6 Tiltak for å redusere utslipp til sjø fra Snorre TLP. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

vurderes3Reinjeksjon av produsert vann


Tiltak

Investeringskostnadene knyttet til reinjeksjon av produsert vann fra Snorre TLP er estimert til70 MNOK.

side64

Veslefrikk

I det følgende er omtalt de miljøtiltakene som er aktuelle for Veslefrikk plattformen.

Tabell 3.8.7 Tiltak for å redusere utslipp til luft fra Veslefrikk. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

00forkastet1Ta i bruk eksoskjelene pågassfyrte dieselmotorer

forkastet3Kaldfakkel (slukke)

90050forkastet2Installere dampgenerator(kombianlegg)

gjelder smøreoljedampvurderes1Fjerne avdamping fraSolarturbin

66202 000*vurderes2Gassdriftdieselgeneratorer(ytterligere to)

ikke beregnetikke beregnetvurderes3Tiltak for å reduserekaldfakling VFA

66201 996gjennomført2Gassdriftdieselgeneratorer

602.81 998gjennomført1Installasjon av eksos-kjele for damp-generering



Gjennom-føringsår


Tiltak

* mest sannsynlig gjennomføringsår

Installasjon av eksoskjele for dampgenerering representerer en reduksjon av de akkumulerteCO2-utslippene fra Veslefrikk plattformen på ca 2,5 % (ca 50.000 tonn). For de øvrigetiltakene er det ikke foretatt beregninger.

Tabell 3.8.8 Tiltak for å redusere utslipp til sjø fra Veslefrikk-feltet. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

vurderes3Reinjeksjon av produsert vann1996gjennomført4Hydrosykloner for rensing av produsert vann1996gjennomført3Reinjeksjon av borekaks


Tiltak

side65

3.8.2 Akkumulerte utslippsreduksjoner, eksisterende felt

I det følgende er akkumulerte utslipp av CO2 med og uten utslippsreduserende tiltak illustrertfor hvert enkelt av de eksisterende feltene i Tampenområdet.

Statfjord Gullfaks Snorre TLP Veslefrikk

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

Mill

ione

r to

nn C

O2 Tiltak

besluttet +

gjennomført

Tiltak til

vurdering

Gjenværende

utslipp

Totalutslipp og utslippsreduksjoner i perioden 1996 - 2015

Figur 3.8.9 Samla utslipp av CO2 i perioden 1996 - 2015, med og uten utslippsreduserende tiltak, for eksisterende felter med egne utslipp i Tampenområdet

side66

3.8.3 Framtidige installasjoner med egne utslipp

HuldraPå Huldra brønnhodeplattform vil kraftbehovet bli kun 1,2 MW. Kraften vil bli generert fradieselmotorer. Grunnen til dette er at kraftbehovet er for lite for gassturbiner, og at det erønskelig med robust utstyr som krever lite vedlikehold, siden plattformen vil bli ubemannet. I det følgende er omtalt de miljøtiltakene som er aktuelle for Huldra plattformen.

Tabell 3.8.11 Tiltak for å redusere utslipp til luft fra Huldra. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

ikke beregnetikke beregnetforkastet5Elkabel fra Veslefrikk

ikke beregnetikke beregnet2 001*vurderes3Designe/optimaliere designfor å unngå kontinuerlig"purging"

ikke beregnet1,22 001besluttet3Redusert behov for trykkav-lastning som følge av direkteelektrisk oppvarming avrørledning til Veslefrikk(ustabilt kondensat)

ikke beregnetikke beregnet2 001besluttet3Slukket fakkel



Gjennom-føringsår


Tiltak

*mest sannsynlig gjennomføringsår

Alt produsert vann fra Huldra er besluttet reinjisert på Veslefrikk (sammen med ca halvpartenav VFRs produserte vann; ca. 6000 m3/dag). Huldra har ingen vannproduksjon initielt.Vannproduksjonen vil i produksjonsperioden øke til maks ca 250 m3/dag.

Tabell 3.8.12 Tiltak for å redusere utslipp til sjø fra Huldra-feltet.

2001besluttet3Reinjeksjon av produsert vann på Veslefrikk-feltet


Tiltak

Snorre B I det følgende er omtalt de miljøtiltakene som er aktuelle for Snorre B plattformen.

Tabell 3.8.13 Tiltak for å redusere utslipp til luft fra Snorre B .

ikke beregnetikke beregnet-forkastet5Elkabel fra land-22 000-forkastet4CO2-fjerning fra eksosgass6012 0002 001besluttet3Slukking av fakkel

--2 001besluttet3Bedre stabilisering av råoljefør lasting, reduksjon påStatfjord

3300-forkastet3Lav-NOx teknologi på “dualfuel” turbiner

se under SnorreTLP

se under SnorreTLP

2 001besluttet2El-kabel til Snorre TLP(omtalt under Snorre TLP)



Gjennom-føringsår


Tiltak

side67

Tiltak som det er fattet beslutning om å gjennomføre vil redusere de totale CO2-utslippene fraSnorre B med 9 % (ca 0,18 mill tonn CO2), regnet for perioden 1996-2015. Det tilsvarendetallet for NOx er 10.% (ca. 920 tonn NOx).

Samlede investeringer knyttet til disse tiltakene er kalkulert til 60 MNOK.

Ytterligere tiltak som har vært til vurdering (CO2-fjerning), representerer en reduksjon på22000 tonn CO2/år, til en samla investeringskostnad på 600 MNOK. Dette tiltaket er forkastetetter en vurdering av kost/nytte og teknisk gjennomførbarhet. Tiltakskostnad for dette tiltaketer beregnet til 1563 NOK/tonn CO2.


Tabell 3.8.14 Tiltak for å redusere utslipp til sjø fra Snorre B.

2001besluttet3Reinjeksjon av oljeholdig kaks2001besluttet1Glidemuffer2001besluttet3Reinjeksjon av produsert vann


Tiltak

For Snorre B er det behov for å injisere vann som trykkstøtte. Det regnes derfor ingeninvesteringskostnad for reinjeksjon av produsert vann fra Snorre B.

Visund

Visund-feltet er et kombinert oljeog gassfelt, og bygges ut med undervannsbrønner kopletopp til en flytende bore-, bolig og produksjonsplattform. Produksjonsstart er planlagt til mai1999. Oljen skal mellomlagres på Gullfaks før den lastes til skytteltankere for videretransport. Bruk av råoljelager på Gullfaks vil redusere VOC-utslippet i forhold til å ha egetlager.

I oljeproduksjonsperioden vil gassen bli injisert tilbake i reservoaret. Eksport av salgsgass fraVisund antas tidligst å bli aktuelt fra år 2006. Den produserte gassen planlegges sendt tilKårstø via eksisterende Statpipe gassrørledning.

I tabellen er miljøtiltakene som er lagt inn ved design av Visund plattformen vist.Utslippsreduserende tiltak er ikke beregnet for tiltak som er lagt inn i design.

side68

Tabell 3.8.15 Tiltak for å redusere utslipp til luft fra Visund-feltet.

1 032270 000-forkastet5Elkabel fra land

27973 0002 005vurderes5Mulighetsstudie påKombikraft anlegg

ikke beregnetikke beregnet1 998gjennomført3Ikke brennebomVæske går tiltestseparator

ikke beregnetikke beregnet1 998gjennomført1Turtalls-regulering på størreroterende utstyr

reduksjon på 75%Økning1 999gjennomført3Tilrettelagt for lavNOx brenner for 1single fuel turbin

reduksjon på 75%Økning2 005gjennomført3Klart for Lav-NOx

teknologi på 2 "dualfuel" turbiner

ikke beregnetikke beregnet1 998gjennomført3Lukket fakkel +nitrogen i detatmosfæriskefakkelsystemet

ÅrligNOx-reduksjontonn/år,gjennomsnitt

ÅrligCO2-reduksjontonn/år,gjennomsnitt

Gjennom-føringsår


Tiltak

Det er foretatt en sammenlikning av kraftforsyning fra land til Visundplattformen, mellomtradisjonell kraftforsyning fra gassdrevet turbiner på plattformen og kraft levert fra land menen ca. 180 km høyspent kabel. Konklusjonen er at det synes å være teknisk mulig å forsyneplattformen med elkraft fra land . Det vil imidlertid være en meget kostbar løsning, og medbetydelige energitap opp til 18 %. Økonomianalyser viser negativ nåverdi for to forskjelligekabelalternativer relatert til gassturbinløsning. Det ble valgt gassturbiner som energikilde(Hydro 1996).

I tabell 3.8.16 er tiltakene for å redusere utslipp av miljøskadelige komponenter til sjø listetopp.

Tabell 3.8.16 Tiltak for å redusere utslipp til sjø fra Visund-feltet.

199811Bruk av nedbrytbare kjemikalier med lav giftighet199813Ilandføring eller reinjeksjon av oljeholdig borekaks199813Reinjeksjon av produsert vann


Tiltak

Kvitebjørn.

På grunn av det høye reservoartrykket vil kraftbehovet på Kvitebjørn bli lavt. Flerealternativer for kraftforsyning vurderes, herunder kraft fra land via Troll, overføring av kraftfra Statfjord eller egenproduksjon av kraft. De totale utslippene som følge av Kvitebjørn-utbyggingen vil avhenge både av hvordan kraftforsyningen ordnes, og av hvilke mottaks-steder som velges for hhv. gass og kondensat. I forbindelse med valg av tilknytningssted blir

side69

utslippsreduserende tiltak vurdert. Dette er gjenstand for kommersielle forhandlinger.Tilknytning kan være avgjørende for gjennomføring av enkelte av de tiltakene som deforskjellige mottaksstedene har til vurdering, jfr. tabellene 3.8.1, 3.8.2, 3.8.3 og 3.8.4.

I det følgende er omtalt de tiltak som er aktuelle for å redusere utslipp fra selveKvitebjørnplattformen. Utslippsreduserende tiltak på mottaksstedene er ikke behandlet her.

Tabell 3.8.17 Tiltak for å redusere utslipp til luft fra Kvitebjørn-feltet. (Se innledning tilkap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

506 0002 002*vurderes1El-kabel framottaksplattform



Muliggjennom-føringsår


Tiltak

* mest sannsynlig gjennomføringsår

Tabell 3.8.18 Tiltak for å redusere utslipp til sjø fra Kvitebjørn-feltet. (Se innledning til kap. 3.8 ang tiltak med status “vurderes”)

vurderes3Reinjeksjon av produsert vann på mottaksplattformenvurderes2H2S fjerning på land

2002vurderes213% Cr i kondensatrørledning2002vurderes2Hydratkontroll gjennom elektrisk oppvarming av rørledning

Muliggjennomføringsår

Status Tiltaks-kategori

Tiltak

side70

3.9 Oppsummering av miljøtiltak i Tampenområdet

Tampen er den av regionene i Nordsjøen som har den største produksjonen avpetroleumsprodukter, og også de største utslippene. Innenfor dette området vil følgende felterha egne utslipp i driftsfasen:

� Statfjord� Gullfaks� Snorre� Visund� Veslefrikk� Huldra � Kvitebjørn

De øvrige utbyggingene vil være knyttet opp til installasjonene på disse feltene. I figur 3.9.1er det gitt en oversikt over de ulike feltene i Tampenregionen mht. til akkumulerte utslipp tilluft av CO2 for perioden 1996 - 2015. Prognosene omfatter ressursklassene 1 - 4 (Felt iproduksjon, felt under utbygging, felt i sen planleggingsfase og felt i tidlig planleggingsfase).

I følge prognosene vil utslippene av CO2 fra Tampenområdet nå en topp omkring år 2000, forderetter å avta. Det samme gjelder for NOx.

Figuren illustrerer klart hvilke felter som bidrar med de største utslippene, og hvor detdermed vil kunne oppnås størst reduksjoner gjennom utslippsreduserende tiltak Detunderstrekes at utslipp knyttet til transportvirksomheten ikke er inkludert i oversiktene i dettekapitlet. I kapittel 4 er det gitt en oversikt over utslippsprognoser fordelt på ulike regioner ogulike utslippskilder. Der er også bidraget fra transportvirksomheten omtalt.

Sta

tfjo

rd

Gu

llfak

s

Sn

orr

e

Ves

lefr

ikk

Hu

ldra

Vis

un

d

Kvi

teb

jørn

0

3

6

9

12

15

18

21

Mill

ione

r to

nn C

O2

Uten tiltak

Medgjennomførteog besluttatiltak

Inkl. tiltak tilvurdering

Akkumulerte utslipp av CO2 i perioden 1996 - 2015

Figur 3.9.1 Totale utslipp av CO2 i perioden 1996 - 2015 for de ulike feltene i Tampenområdet, med og uten utslippsreduserende tiltak. Utslipp fra transportvirksomheten er ikke inkludert. (Ang. tiltak til vurdering, se omtale i teksten)

side71

78,0%

3,8%

5,6%

12,6%

Gjenværende utslippGjennomførte tiltakBeslutta tiltakTiltak til vurdering

Akkumulert effekt av CO2-reduserende tiltaki Tampenområdet i perioden 1996 - 2015

Figur 3.9.2 Samla effekt av tiltak for å redusere utslippene av CO2, for perioden 1996 - 2015. Utslipp fra transportvirksomheten er ikke inkludert. (Ang. tiltak til vurdering, se omtale i teksten)

De akkumulerte utslippene av CO2 fra Tampenområdet i perioden 1996-2015 er beregnet tilomlag 59 millioner tonn, dersom ingen utslippsreduserende tiltak var blitt gjennomført etter01.01.1996. De tiltakene som allerede er gjennomført eller besluttet gjennomført vil tilsammen redusere dette tallet med i overkant av 9 %, ca 5,5 millioner tonn. De tiltakene sompr. i dag er til vurdering for de forskjellige installasjonene i området, representerer til sammenet potensiale på ytterligere ca 12,5 % reduksjon, tilsvarende ca 7 millioner tonn CO2 (Figur3.9.2). .

Akkumulerte utslipp av NOx i den samme perioden ville ha vært omlag 270.000 tonn utennye tiltak etter 01.01.1996. Tiltak som er besluttet eller gjennomført representerer enutslippsreduksjon på 13 % (35.000 tonn). Tiltak som pr. utgangen av 1998 er til vurderingrepresenterer et ytterligere reduksjonspotensiale på ca 15 % (41.000 tonn NOx).

Hvor stor del av tiltakene i kategorien “til vurdering” som vil bli gjennomført, vil i førsterekke være betinget av økonomiske vurderinger.

De akkumulerte utslippene av CO2 og NOx fra Tampenområdet i kommende år, basert påprognoser innrapportert til Oljedirektoratet høsten 1997, er vist i figurene 3.9.3 og 3.9.4.Figurene viser de prognoserte utslippene for hvert enkelt år, med og uten effekten av utslipps-reduserende tiltak. Som det framgår av figurene forventes utslippene fra Tampenområdet å nåen topp omkring år 2000, for deretter å avta.

side72

Grunnlaget for beregning av utslippsreduksjonene er produksjonsprognosene for de enkeltefeltene pr. høsten 1997. Det må understrekes at det er stor usikkerhet knyttet til slikeprognoser, og at usikkerheten øker betydelig mot slutten av perioden. Denne usikkerheten vildermed gjelde også for utslippsprognosene. Framstillingen gir likevel et bilde av hvordan deutslippsreduserende tiltakene bidrar til å endre nivået på utslippene.

Som det er gjort rede for i innledningen til kapittel 8 er det for de fleste tiltak med status “tilvurdering” ikke mulig å si noe om sannsynlig gjennomføringsår. For å illustrere hvilketreduksjonspotensiale disse tiltakene innebærer, er de likevel lagt inn i figurene 3.9.3 - 3.9.6og fra og med år 2005. Dette er grunnen til at den nederste kurven i figurene har en markertknekk for dette årstallet.

Fig. 3.9.3 Prognose for utslipp av CO2 fra Tampenområdet i perioden 1996 - 2015, med og uten utslippsreduserende tiltak. Gjennomføringsår for tiltak til vurdering er satt til år 2005. (Ang. tiltak til vurdering, se omtale i teksten)

side73

Fig. 3.9.4 Prognose for utslipp av NOx fra Tampenområdet i perioden 1996 - 2015, med og uten utslippsreduserende tiltak. Gjennomføringsår for tiltak til vurdering er satt til år 2005. (Ang. tiltak til vurdering, se omtale i teksten)

Målsettinger om utslippsreduksjoner er ofte angitt som en prosentvis reduksjon knyttet tilbestemte årstall. I figur 3.9.5 og 3.9.6 er utslippsreduksjonen for de enkelte år vist somprosent av totalutslippet slik det ville ha vært dersom ingen utslippsreduserende tiltak var blittgjennomført etter 01.01.1996. Også i disse figurene gjelder det at utslipp med status “tilvurdering” kun er lagt inn for å illustrere hvilket reduksjonspotensiale disse tiltakeneinnebærer. Det er ikke fattet noen beslutning om å gjennomføre disse tiltakene.

Tiltak for å redusere utslippene av VOC er grundig omtalt under kapittel 3.6. Mulighetene forreduksjoner er betydelige, men det er ikke mulig på dette stadiet av prosjektet å gi konkretetall.

Tiltak for å redusere utslipp til sjø er nevnt under omtalen av hver enkelt installasjon.Mengden av produsert vann forventes å øke fram til år 2002, for deretter å avta. Som detframgår av omtalene av de enkelte feltene blir det for flere av installasjonene vurdert tiltak forå redusere utslippene av produsert vann, og derigjennom også utslippene av kjemikalier.Kapittel 4 gir en oversikt over forventede utslipp av produsert vann.

Arbeidet med utslippsreduksjoner er en kontinuerlig prosess i oljeselskapene. Listen overbåde “besluttede tiltak” og “tiltak til vurdering” vil med sikkerhet bli utvidet år for år.Beskrivelsene ovenfor gir således oversikt over de de mest aktuelle tiltakene for de nærmesteårene, mens det må regnes som høyst sannsynlig at et større antall tiltak og også mer effektivetiltak vil gjøre seg gjeldende i den siste del av perioden her er omtalt.

side74

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Årstall

0

10

20

30

40

50

60

pro

sen

t re

du

ksjo

n

Prosentvis utslippsreduksjon som følge av tiltak som ertil vurdering

Prosentvis utslippsreduksjon som følge av tiltak som ergjennomført eller besluttet gjennomført

Prognose for reduksjon i CO2-utslipp, Tampen

Den gule delen av stolpene illustrerer det maksimale, teknisk mulige reduksjons- potensialet, basert på de tiltakene som er til vurdering pr. utgangen av 1998. Det er ikke realistisk at alle disse tiltakene kan gjennomføres.

Fig. 3.9.5 Reduksjon av CO2-utslipp regnet som prosent av totalutslippet, slik det ville ha vært dersom ingen utslippsreduserende tiltak var blitt gjennomført etter 01.01.1996. Gjennomføringsår for tiltak til vurdering er satt til år 2005. Prognosen for totalutslippet er basert på innrapportering til OD høsten 1997. (Ang. tiltak til vurdering, se omtale i teksten)

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Årstall

0

10

20

30

40

50

60

pro

sen

t re

du

ksjo

n

Prosentvis utslippsreduksjon som følge av tiltak som er til vurdering

Prosentvis utslippsreduksjon som følge av tiltak som er gjennomført eller besluttet gjennomført

Prognose for reduksjon i NOx -utslipp, Tampen

Den gule delen av stolpene illustrerer det maksimale, teknisk mulige reduksjons- potensialet, basert på de tiltakene som er til vurdering pr. utgangen av 1998. Det er ikke realistisk at alle disse tiltakene kan gjennomføres.

Fig. 3.9.6 Reduksjon av NOx-utslipp regnet som prosent av totalutslippet, slik det ville ha vært dersom ingen utslippsreduserende tiltak var blitt gjennomført etter 01.01.1996. Gjennomføringsår for tiltak til vurdering er satt til år 2005. Prognosen for totalutslippet er basert på innrapportering til OD høsten 1997. (Ang. tiltak til vurdering, se omtale i teksten)

side75

4 Utslippsprognoser

Hensikten med dette kapitlet er å sette utslippene fra Tampenområdet inn i et litt størreperspektiv. Utslippsprognosene i det følgende er utarbeidet med utgangspunkt iinnrapporterte tall til Oljedirektoratet høsten 1997, i forbindelse med revidert nasjonalbudsjettfor 1998. Tallene er gjennomgått og opplagte feil er rettet.

De samlede norske CO2-utslippene var i 1996 ca 41 millioner tonn. CO2-utslippene fra olje-og gassvirksmheten på norsk sokkel var i 1990 ca 6,9 mill. tonn, og i 1997 ca 10 mill. tonn.Utslippene forventes å nå ca 16 mill. tonn rundt år 2005, og deretter avta til ca 15 mill. tonn iår 2010. (OD 1997). Petroleumsvirksomheten forventes å stå for 70-75 % av økningen inorske CO2-utslipp fram mot år 2205 - 2010 (uten gasskraftverk), og dens andel avCO2-utslippene vil stige fra ca 18 % i 1990 til over 30 % i år 2010. Ca 80 % avCO2-utslippene rundt år 2010 vil komme fra felter som er i drift eller besluttet utbygd pr.1998 (OLF, 1998).

Som det framgår av figurene 4.1 - 4.4 er Tampenområdet det området i Nordsjøen som bidrarmed størst utslipp av både CO2, NOx, nmVOC og produsert vann i hele den aktuelle perioden.Når det gjelder utslipp av nmVOC er Tampenområdet fullstendig dominerende. Dette skyldesat bøyelasting av olje er den dominerende kilden til slike utslipp, og slik bøyelastingforekommer hovedsakelig i Tampenområdet.

1996 2001 2006 2011

År

0

2

4

6

8

10

12

mill

ion

er t

on

n C

O2

TrollTampen

SleipnerOseberg


CO2-utslipp, alle kilder

Figur 4.1 Prognose for samla utslipp av CO2 hele Nordsjøen, sammenlignet med prognose for utslipp fra Tampenområdet og de øvrige 5 delområdene. Transportsektoren er inkludert.

side76

1996 2001 2006 2011

År

0

10

20

30

40

50

60

70

tuse

n t

on

n

TrollTampen

SleipnerOseberg


NOx-utslipp, alle kilder

Figur 4.2 Prognose for samla utslipp av NOx hele Nordsjøen, sammenlignet med prognose for utslipp fra Tampenområdet og de øvrige 5 delområdene. Transportsektoren er inkludert.

1996 2001 2006 2011

År

0

50

100

150

200

250

Th

ou

san

ds

TrollTampen

SleipnerOseberg


NMVOC-utslipp, alle kilder

Figur 4.3 Prognose for samla utslipp av VOC hele Nordsjøen, sammenlignet med prognose for utslipp fra Tampenområdet og de øvrige 5 delområdene. Transportsektoren er inkludert. (enhet: tonn pr. år).

side77

1996 2001 2006 2011

År

0

20

40

60

80

100

120

mill

ion

er m

3

TrollTampen

SleipnerOseberg


Utslipp av produsert vann pr region

Figur 4.4 Prognose for samla utslipp av produsert vann fra hele Nordsjøen, sammenlignet med prognose for utslipp fra Tampenområdet og de øvrige 5 delområdene.

Når det gjelder CO2 er turbiner på plattformene den største bidragsyteren (Figur 4.5). For NOx

utgjør bidragene fra både helikopter og skipstrafikk en mer betydelig andel enn for CO2

(Figur 4.6). Utslippene av nmVOC skriver seg omtrent utelukkende fra bøyelasting av olje(Figur 4.7).

1996 2001 2006 2011

År

0

2

4

6

8

10

12

Mill

ion

s

Diesel enginesDiesel enginesBoring

FakkelHelicopter traffic

ShuttleStandby

SupplyTurbines

CO2-utslipp fordelt på kilder

Figur 4.5 Prognose for samla utslipp av CO2 hele Nordsjøen, totalt og fordelt på ulike utslippskilder. Transportsektoren er inkludert. (enhet: tonn pr. år)

side78

1996 2001 2006 2011

År

0

10

20

30

40

50

60

70

tuse

n t

on

n

Diesel enginesDiesel enginesBoring

FakkelHelicopter traffic

ShuttleStandby

SupplyTurbines

NOx-utslipp, fordelt på kilder

Figur 4.6 Prognose for samla utslipp av NOx hele Nordsjøen, totalt og fordelt på ulike utslippskilder.

1996 2001 2006 2011

År

0

50

100

150

200

250

tuse

n t

on

n

Cold ventDiesel enginesDiesel engines BoringFakkel

Helicopter trafficLoading BuoysShuttle

StandbySupplyTurbines

NMVOC-utslipp, fordelt på kilder

Figur 4.7 Prognose for samla utslipp av VOC hele Nordsjøen, totalt og fordelt på ulike utslippskilder.

.

side79

5 Miljøundersøkelser og overvåkingsprogrammer

Når det gjelder miljøundersøkelser til havs beskriver SFTs veiledning 97:01 (SFT 1997) hvasom kreves av slike miljøundersøkelser for den enkelte feltutbygging. Oljeselskapenes egnestyringssystemer for miljøundersøkelser er derfor knyttet nær opp til den systematiskeidentifisering og oppfølging av miljøindikatorer som er beskrevet i SFTs veileder.

Disse miljøindikatorene omfatter

� Totalt hydrokarbon-innhold (THC)

� Utvalgte hydrokarboner som aromater og dekaliner

� Metaller som barium, kadmium, kobber, bly, sink, kvikksølv og jern

� Totalt organisk materiale

� Partikkelstørrelses-fordeling

� Identifisering og karakterisering av bunnfauna

SFTs veiledning 97:01 er for tiden til revisjon.

Retningslinjer for miljøovervåking av petroleumsvirksomheten

Statens forurensingstilsyn har utarbeidet retningslinjer for overvåking av petroleums-virksomheten på norsk sokkel. I disse skilles det mellom såkalte grunnlagsundersøkelser ogovervåkingsundersøkelser.

Grunnlagsundersøkelsene skal omfatte undersøkelser av bunnsedimenter og av vannsøylen,og gjennomføres før det settes i gang aktiviteter i forbindelse med utbygging og drift.

Undersøkelser i vannsøylen ble gjennomført første gang i 1996 (Statoil m.fl. 1998) ogomfattet stasjoner i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Hensikten med denundersøkelsen var å kartlegge hydrokarbonnivå i torsk og lange.

Bunnundersøkelsene gjennomføres for hvert enkelt felt før boring og utbygging begynner, ogomfatter biologi og kjemi. Prøvene samles inn på fast etablerte feltstasjoner. Disse er typiskplassert i avstander fra installasjonene på 250, 500, 1000, 2000, 4000 og 10000 m, langsakser i fire forskjellige himmelretninger. Antallet stasjoner varierer noe fra felt til felt. Forhvert felt/installasjon blir det også etablert en eller flere referansestasjoner i minst 10 kmavstand. Stasjonene for felt/enkeltinstallasjoner er plassert slik at de inkluderer de stasjonenesom inngår i senere overvåkingsundersøkelser.

Hensikten med grunnlagsundersøkelsene er å bestemme bakgrunnsnivået av hydrokarbonerog tungmetaller i sedimentene, samt kartlegge artsmangfoldet i bunnfaunaen i området.

Overvåkingsundersøkelser er rutinemessige undersøkelser som foretas etter at virksomhetener startet.

Overvåkingsundersøkelser i vannsøylen foretas hvert 3. år. Stasjonsnettet for grunnlags-undersøkelsene brukes som basisnett for overvåkingsundersøkelsene.

side80

I Nordsjøen er det gjennomført slike overvåkingsundersøkelser av bunnsedimentene rundtinstallasjonene siden begynnelsen av 80-tallet. Stasjonsnettet omfattes av det som bleopprettet ved grunnlagsundersøkelsene. Siden 1996 gjennomføres overvåkingen av defeltspesifikke stasjonene samtidig med de regionale undersøkelsene av bunnsedimentene.

Nordsjøen er delt inn i fire overvåkingsregioner:

Tabell. 5.1 Overvåkingsregioner i Nordsjøen

1 996Statfjordområdet, 61-62 °N41 998Osebergområdet, 60-61 °N3

1 997Sleipnerområdet, 58-60 °N21 996Ekofiskområdet, 56-58 °N1Første overvåkingsundersøkelseRegionNr

I hver enkelt av regionene er det opprettet minst 5 faste regionale overvåkingsstasjoner. Vedde regionale overvåkingsundersøkelsene undersøkes alle feltstasjoner, referansestasjoner ogregionale stasjoner i regionen mest mulig samtidig. Alle regionale- og referansestasjoner erlokalisert utenfor de områdene som er direkte påvirket av aktiviteten på feltene, og er ment ågi informasjon om forurensingstilstanden i regionen som helhet. Feltstasjonene er ment ågjenspeile den påvirkningen som følger av de enkelte installasjonene.

5.1 Undersøkelser av havbunn

Marine bløtbunnsamfunn er normalt artsrike og likeartede over store områder, og det erderfor lett å oppdage uregelmessigheter i dem. Av den grunn er de velegnet somindikatorsamfunn for å bedømme forurensingstype og -grad.

Miljøindikatorene nevnt ovenfor er først og fremst utviklet for å følge effektene av denutstrakte bruken av oljebasert boreslam som tidligere normalt ble benyttet vedproduksjonsboring, og indikatorene har fungert godt for å følge opp effekter på bunnfaunaved utslipp fra slike operasjoner.

Undersøkelsene har normalt vist påvirkning i nærområdet rundt installasjonene i form avendringer i bunfauna, økt innhold av hydrokarboner der det er benyttet oljeholdig boreslam,og økt innhold av barium og andre tungmetaller i sedimentene. Ved bruk av vannbaserteborevæsker er effekter på bunnfaunaen vesentlig mer begrenset enn ved bruk av oljebaserteller esterbasert boreslam. Midlertidige effekter på bunnfauna knyttet til nedslamming ogendring av bunnsubstrat kan imidlertid forventes nær utslippspunktet.

BakgrunnsnivåVed tolkning av kjemidata fra sedimentundersøkelser må en ta hensyn til at det både forhydrokarboner og metaller alltid vil være et naturlig bakgrunnsnivå i sedimentene. Hvor høytdette nivået er bestemmes blant annet av sedimentets beskaffenhet. Jo mer finkornetsedimentet er, jo høyere naturlig konsentrasjon av metaller. Dette er bakgrunnen for den store

side81

variasjonsbredden i LSC-verdier for de ulike parametrene. Ved hjelp av en statistiskbehandling av analyseresultatene fra regionale stasjoner og referansestasjoner kan enbestemme den såkalte LSC-verdien, som er den grenseverdien som må overskrides for at enskal kunne si at sedimentet er forurenset. (LSC = lowest significant contamination)

I tabell 5.1.1 er vist slike verdier LSC-verdier for tre overvåkingsregioner.

Tabell 5.1.1 Oversikt over LSC-verdier (mg/kg tørt sediment) for overvåkingsregionene1, 2 og 4. Hentet fra overvåkingsrapporter for region 1 (1996), region 2 (Akvaplan-niva 1998) og region 4 (DNV 1977)

370-8004-921-4211-20-8Overvåkingsregion 4(Tampenområdet)

23-930,9-1,55,3-6,34,2-5,50,006-0,0164,7-7,6Overvåkingsregion 2(Sleipnerområdet)

67-740,74,8-570,008-0,0095,8-6,1Overvåkingsregion 1(Ekofiskområdet)

BaCuZnPbCdTHCOmråde

5.2 Overvåking av vannsøylen

Utslipp fra bruk av oljebasert borevæske tillates ikke lenger, og produsert vann er i dag og vil i kommende år bli den største kilden til utslipp av hydrokarboner til det marine miljø fraoljeindustrien. Det er knyttet spørsmål til langtidseffekten av slike utslipp, og det arbeides forå finne fram til pålitelige biologiske indikatorer for overvåking av miljøkvalitet i vannsøylen.De miljøindikatorene som benyttes for havbunns-undersøkelser fanger ikke opp effekter somskyldes utslipp av olje, kjemikalier og andre organiske forbindelser i produsert vann.

Pr. i dag krever SFTs retningslinjer for overvåking av vannsøylen at det gjøres analyser avhydrokarboner i fisk og raudåte. Som nevnt tidligere er retningslinjene gjenstand forrevidering.

I løpet av 1996 ble det analysert torsk og hyse fra Egersundbanken, Midtre del av Nordsjøen,Nordre del av Nordsjøen, Haltenbanken og fra Barentshavet. (Statoil m.fl. 1998).

Resultatene viste at det ikke var noen signifikant forskjell i innhold av totalt hydrokarbon ogPAH-forbindelser i fiskelever fra de fem områdene. For torskelever var det heller ingensignifikant forskjell mht innhold av dekaliner.

For hyselever derimot var innholdet av dekaliner vesentlig høyere i lever fra fisk tatt iTampenområdet enn på de andre stasjonene. Årsaken til dette kan være gamle utslipp avoljeholdig borekaks, eller kilden kan være utslipp gjennom produsert vann.

Fortsatt overvåking av vannsøylen vil skje i samsvar med de retningslinjer som fastsettes avSFT.

side82

5.3 Resultat fra sedimentundersøkelser i Tampenområdet

Ved den regionale overvåkingsundersøkelsen i mai-juni 1996 (DNV 1977) ble det samlet innsedimentdata fra i alt 213 stasjoner i overvåkingsregion 4, som omfatter følgende felt:Statfjord, Statfjord Øst, Statfjord Nord, Gullfaks, Gullfaks satellitter, Vigdis, Snorre, Tordisog Visund. 10 av stasjonene var såkalte regionale stasjoner. De øvrige stasjonene er tilknyttetde enkelte feltene, og er valgt ut blant eksisterende stasjonsnett for de enkelte plattformene.For hvert enkelt felt er det også referansestasjoner.

Regionale stasjoner i TampenområdetHele Tampenområdet har et svakt forhøyet nivå av ulike kjemiske komponenter som en følgeav et jevnt tilsig av ulike kjemikalier fra oljeaktiviteten i området. Innholdet av THC påreferansestasjoner og regionale stasjoner er likevel gjennomgående lavt (dvs lavere enn 10mg/kg). Høyest konsentrasjoner er det i det sørvestlige området (sør for Statfjord).

Variasjonsbredden for de kjemiske parameterene THC, Ba, Cu, Pb og Zn funnet på deregionale stasjonene er vist i tabell 5.3.

Tabell 5.3.1 Variasjonsbredde for kjemiske parametere (mg/kg) på referansestasjoner i Tampenområdet 1996, sammenlignet med beregnede LSC-verdier.

21 - 4211 - 204 - 9370 - 8008LSC-verdierTampenområdet

4,9-31,34,1-15,00,6-6,041-5543,0-12,8Målte verdierZnPbCuBaTHC

440000 445000 450000 455000 460000 465000 470000 475000 480000

East

6770000

6775000

6780000

6785000

6790000

6795000

6800000

6805000

6810000

6815000

6820000

Nor

th

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

11.0

12.0

THC kons. på referanse og regionale stasjoner

Figur 5.3.1 THC utbredelse på de regionale stasjonene inkludert referansestasjonene på Tampen 1996 (mg/kg). Etter DNV 1997.

side83

2 av stasjonene har litt høyere verdier for både THC og Ba enn forventet, mens en tredjestasjon har noe forhøyede verdier for Ba. Dette skyldes trolig nærhet til felt med tidligereutslipp av borekaks og barytt. Konsentrasjonene av tungmetaller er lave i sedimentene på deregionale stasjonene.

De biologiske prøvene fra referansestasjonene viste en uforstyrret bunnfauna, med høytartsantall og høye diversitetsindekser.

440000 445000 450000 455000 460000 465000 470000 475000 480000

East

6770000

6775000

6780000

6785000

6790000

6795000

6800000

6805000

6810000

6815000

6820000

Nor

th

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Barium

Figur 5.3.2 Barium utbredelse på de regionale stasjonene inkludert referansestasjonene på Tampen 1996 (mg/kg). Etter DNV 1997.

Feltstasjoner i TampenområdetKonsentrasjonen av THC på enkelte av feltene er svært høy i nærområdene til plattformene.Dette gjelder særlig for feltene Statfjord og Gullfaks, og dels også Statfjord Øst og Nord.Sammenlignet med tidligere undersøkelser har konsentrasjonen økt noen steder og avtattandre steder. Området med forhøyede THC-konsentrasjoner (høyere enn 10 ppm) utgjordelikevel bare 3 % av det arealet som undersøkelsene omfattet. Mindre enn 1 % av områdethadde høyere konsentrasjoner enn 100 ppm.

Også for barium er det påvist høye konsentrasjoner i nærområdene til plattformene på felteneStatfjord, Gullfaks og Snorre. Areal med konsentrasjoner høyere enn 800 mg Ba/kg erberegnet til i underkant av 17 % av det arealet som er dekket av undersøkelsene.800 mg/kg tilsvarer den beregnede LSC-verdien for Tampenområdet. Ca 30 % av orådethadde konsentrasjoner over 400 mg/kg, mens bare 1 % av arealet hadde konsentrasjoner over5000 mg/kg. Figur 5.3.2 gir et inntrykk av Barium-utbredelen i Tampenområdet, medregnetalle stasjoner, både regionale stasjoner, referansestasjoner og feltstasjoner.

side84

440000 445000 450000 455000 460000 465000 470000 475000 480000

East

6770000

6775000

6780000

6785000

6790000

6795000

6800000

6805000

6810000

6815000

6820000

Nor

th

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

Barium

Barium

Figur 5.3.3 Barium-utbredelse på alle stasjonene på Tampen, 1996. Etter DNV 1997.(På grunn av de høye verdiene nær plattformene, og siden intervallene er grove, er verdier ned mot null inntegnet som hvite felter i figuren)

Også for tungmetaller er det funnet forhøyede konsentrasjoner, vesentlig på stasjonenenærmest plattformene.

Rester av hydrokarboner fra borevæsker er funnet på flere stasjoner.

De biologiske undersøkelsene viste at antall arter og individer i regionen som helhet varrelativt høyt, og de variasjonene som registreres kan for en stor del forklares med ulikheter idyp og korstørrelse.

Bløtbunn-samfunnene er klassifisert etter diversitetsindeks på en skala fra 1 - 6. Verdier over4 indikerer et samfunn som er upåvirket av forurensing, mens verdier mellom 3 og 4 tyder påmoderat forurensingspåvirkning. Indeksverdier under 2 viser en klart forurensings-påvirketbunnfauna.

side85

440000 445000 450000 455000 460000 465000 470000 475000 480000

East

6770000

6775000

6780000

6785000

6790000

6795000

6800000

6805000

6810000

6815000

6820000

Nor

th

2.0

3.0

4.0

5.0

Diversitet (H')

Figur 5.3.4 Artsdiversitet for bunnfauna i Tampen området. Etter DNV 1997.

I denne undersøkelsen utgjorde områder med lavere diversitet enn 4 rundt 10 km2. Dettetilsvarer ca 0,5 % av det arealet som undersøkelsene representerer. Dette viser atpåvirkningen som kan registreres med de aktuelle metodene er svært begrenset.

5.4 Utvikling over tid

Resultatene fra overvåking av havbunnen viser forhøyede konsentrasjoner av Barium overrelativt store arealer, for Tampenområdet beregnet til 426 km2. Barium er det vanligstevektstoffet som brukes i borevæsker, og regnes ikke som miljøfarlig. Stoffet brukes imidlertidfor å dokumentere spredningsmønster nær plattformene.

Det er en generell trend at konsentrasjonene av THC og barium øker når aktivitet i form avboring pågår på feltene. Etter at boring er avsluttet avtar som regel bariumkonsentrasjonenenoe. Det samme gjelder konsentrasjonen av THC, men her kan mindre utslipp av olje frainstallasjonene bidra til å opprettholde forhøyede konsentrasjoner.

Resultatene fra bunnfauna-undersøkelsene på de ulike feltene i Tampenområdet, målt somdiversitetsindeks, viser ingen store forandringer i perioden 1993 - 1996, for området vurdertunder ett. Basert på diversitetstallene kan det registreres effekter på bunnfaunaen i et områdepå 11,2 km2.

For Statfjord blir forholdene karakterisert som uforandret fra 1993 til 1996, med unntak av toav de innerste stasjonene på Statfjord A der forholdene har forbedret seg kraftig. På StatfjordØst og Statfjord Nord har situasjonen endret seg i negativ retning siden 1991.

For Gullfaks karakteriseres tilstanden på Gullfaks A som uforandret fra 1992 til 1996, mensforholdene på Gullfaks A og B er noe forbedret.

side86

På Tordisfeltet har en av stasjonene vesentlig dårligere forhold enn tidligere år, mens deøvrige er uforandret. På Snorrefeltet har bunnfaunaen på 3 av stasjonene forandret seg frauforstyrret til lett-moderat forstyrret.

5.5 Hvordan vil resultatene fra overvåkingsundersøkelsene bli benyttet avoljeselskapene

Hensikten med de regionale miljøundersøkelsene er å studere miljøeffekter frapetroleumsaktiviteter over et større område enn det man fikk til ut fra de tidligerefeltspesifikke undersøkelsene.

For operatørene er det viktig å studere eventuell sammenheng mellom resultatene fraovervåkningen og de aktuelle utslipp fra installasjonene i regionen. På den måten kan manaktivt redusere miljøpåvirkningen ved å endre de tekniske løsninger som har forårsaket denegative miljøeffekter.

En annen viktig funksjon som miljøovervåkningen har for operatørene er å dokumentereomfanget av miljøpåvirkningene fra aktivitene i Nordsjøen. De biologiske effekter sompåvises nær installasjoner i Nordsjøen i dag, har først og fremst tilknytning til utslipp avoljeforurenset kaks i perioden før 1992. Bruk og utslipp av ester-, eter og olefinholdigboreslam har også gitt negative effekter på bunnfaunaen nær installasjonene, men i merbegrenset omfang enn rent oljeholdig boreslam.

Det er til nå ikke registrert negative effekter på bunnfaunaen i Nordsjøen som kantilbakeføres til utslipp av produsert vann eller kjemikalier i det produserte vannet. Tilsvarendehar bruk og utslipp av vannbasert boreslam også bare gitt svært begrenset og kortvarig effektpå bunnfaunaen nær utslippspunktene.

I tillegg til å støtte opp om fauna-analysene bidrar de kjemiske analysene av sedimentene tilat miljøovervåkningen også har en viktig funksjon som sporhund for uregelmenterte utslipp.Som eksempel har det i løpet av de siste 2 år vært registert sedimenter nær enkelteinstallasjoner som har vært forurenset av oljeholdig boreslam selv om det ikke har værtrapportert utslipp fra de aktuelle installasjoner.

Igjen er det viktig å erkjenne begrensningene i overvåkningen. På grunn av nedbrytning,fortynning og spredningsforhold vil utslipp av kjemikalier og produsert vann i vannsøylenikke registreres i bunnsedimentene. Tilsvarende vil det også være for vannløseligeforbindelser i boreslam. Mens oljeholdige partikler og kjemikalier knyttet til partikler somborekaks og barytt vil synke til bunns og registreres som forurensninger i sedimentene.

5.6 Gjennomføring av framtidige overvåkingsundersøkelser

Framtidige overvåkingsundersøkelser vil bli gjennomført i samsvar med de til enhver tidgjeldende retningslinjer fra SFT.

SFT har oppnevnt en ekstern faggruppe som skal evaluere operatørselskapenes rapporter framljøovervåkingen offshore. Denne gruppens mandat er å vurdere den faglige kvaliteten på

side87

overvåkingsundersøkelsene og -rapportene i henhold til vitenskapelige kriterier og gjeldenderetningslinjer. Feil og mangler skal rapporteres til SFT.

Faggruppens arbeid skal tjene til en stadig forbedring av overvåkingen, både når det gjelderretningslinjene og selve utførelsen av arbeidet.

Undersøkelsene i 1996 ble gjennomført etter retningslinjene av 1990, mens evalueringen avde samme undersøkelsene skjedde med utgangspunkt i de nye retningslinjene av 1997. Detteer noe av bakgrunnen for at det fra faggruppens side ble påvist manglende samsvar mellomretningslinjer og gjennomførte undersøkelser. Fra og med 1997 blir undersøkelsenegjennomført etter de nye retningslinjene.

Overvåkingsundersøkelsene omfatter, som det framgår ovenfor, både biologisk og kjemiskpåvirkning. Kjemisk påvirkning kan ofte påvises uten at det samtidig kan vises at dette harmedført endringer i bunnfaunaen. Særlig gjelder dette for barium, som stammer fra bruken avboreslam, og som viser forhøyede konsentrasjoner over relativt store arealer.

5.7 Overvåking av andre miljøressurser

Forurensing fra oljevirksomheten i Nordsjøen vil kunne ha effekter på miljøressurser både tilhavs, i kystsonen og på landområdene innenfor. Disse ressursene omfatter et stort antallnaturtyper og arter, og de fleste vil være utsatt for mange forskjellige påvirkningsfaktorer.

Det er etablert statlige overvåkings-programmer for å fange opp endringer i forurensings-tilstand, bestandsstatus og arealfordeling av ulike naturtyper. Flere av disse omfatterparametere, arter og geografiske områder som er relevante i forhold til oljevirksomheten iNordsjøen. En del av disse programmene er vist i tabellen nedenfor.

Tabell 5.7.1 Oversikt over overvåkingsprogrammer i nasjonal regi. (DN m.fl. 1998)

Nedbørmengde og -kvalitet,skogbotaniske parametere

Landbruks-dep./SFT

Overvåkingsprogram for skogskader

Vannkvalitet, biologiSFTUndersøkelser av forsuring avinnsjøer

OzonSFTOvervåking og varsling av bakkenærozon

Bioligi, vannkvalitet, luftkvalitet,nedbørkvalitet mm

DN / SFTOvervåking av langtransportertforurenset luft og nedbør

Komponenter i nedbør, forurensingi jordvann, artssammensetning,bestandsutvikling mm

DNProgram for terrestrisknaturovervåking, TOV

Tungmetaller og organiskemiljøgifter i organismer, miljøgifteri bunsedimenter, biologisk effekt,miljøgifter i blåskjell

SFTJAMP: Joint Assessment andMonitoring Programme. Miljøgifterlangs norskekysten.

Vinterbestand, hekkebestandDNDet nasjonale overvåkingsprogrammetfor sjøfugl

Bestand, miljøgifterDNOvervåking av oterParametereAnsvarligProsjekt

side88

Til sammen har disse overvåkingsprogrammene en årlig kostnadsramme på omlag 24 MNOK(1998).

De statlige overvåkingsprogrammene er ikke primært innrettet mot å klarlegge de enkelteforurensingskildenes størrelse og innbyrdes fordeling. Gjennom dette konsekvensutrednings-arbeidet blir det fokusert på hvor stor andel av forurensingsbelastingen i influensområdet somkan tilskrives oljevirksomheten i Nordsjøen, basert på rapporterte og prognoserteutslippsmengder, og med hjelp av simuleringsmodeller. Dette er gjort nærmere rede for itemapport 5, “Regulære utslipp til luft - konsekvenser”. Tilsvarende blir det fokusert påkonsekvensene av regulære utslipp til sjø (delrapport 6; “Regulære utslipp tilsjø-konsekvenser”) og av uhellsutslipp (delrapport 4; “Uhellsutslipp - sannsynlighet,miljørisiko og konsekvenser”).

I uttalelser til utredningsprogrammet er det kommentert at det finnes områder som pr. i dag ermangelfullt dekket når det gjelder effekter av luftutslipp. Det er pekt på at regionenNordhordaland - Sogn og Fjordane er et slikt område. Det vil være naturlig at slike “huller” iovervåkingsnettet søkes dekket gjennom utvidelse av stasjonsnettet i de aktuelle statligeovervåkingsprogrammene.

side89

6 Referanser

Akvaplan-niva,1997. Environmental monitoring survey, Region I, 1996. Rapp. nr.

411.96.996-1

Akvaplan-niva,1998. Environmental monitoring survey, Region II, 1997.Rapp. nr.

411.98.1224-1.

DN m.fl, 1998. Direktoratenes miljøovervåkingsprogrammer 1998. Direktoratet for

naturforvaltning.

DN, 1998. Plan for overvåking av biologisk mangfold. DN-rapport 1998-1.

Direktoratet for naturforvaltning.

DNV, 1997. Miljøundersøkelse av Tampenområdet, Region IV. Rapport nr.

97-3248. Det Norske Veritas

Hydro m.fl, 1995. Regional konsekvensutredning for Tampenområdet. Norsk Hydro.

Hydro, 1996: Visund. elektrisk kraftoverføring fra land. 21-1A-NH-E15-0001,

09.02.96.

MILJØSOK, 1996. Oljeindustrien tar ansvar. Rapport fra MILJØSOK Styringsgruppen.

OD, 1998. Faktaheftet. Norsk petroleumsvirksomhet. Oljedirektoratet.

OLF, 1998. Kraftforsyning for installasjoner på norsk sokkel. CO2-reduserende

tiltak.

OLF,SFT, 1998. “Nullutslippsrapporten”, november 1998.

SFT, 1997. Retningslinjer for miljøovervåking av petroleumsvirksomheten på

norsk sokkel. 97:01.

Statoil 1998. Forslag til utredningsprogram for Regionale konsekvensutredninger for

petroleumsvirksomhet i Tampenområdet, Sleipnerområdet, Nordsjøen.

Statoil m.fl, 1998. Regional konsekvensutredning for Haltenbanken/Norskehavet.

Stortingsmelding 58 (1996-97) Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling.

Stortingsmelding 29 (1997-98) Oppfølging av Kyoto-konferansen.

side90

Vedlegg

Oppsummering av høringsuttalelser til utredningsprogrammet for Regional konsekvensutredning for Nordsjøen.

Det innhentes kommentarer bl.a. fra HavforskningenRKU bør gi en oversikt over behovet for å kartlegge og overvåkekorallforekomster.

6.5DN/MD

Dette bør tas opp i den planen for overvåking av biologisk mangfoldsom er under utarbeidelse av DN. Det anses ikke somoljeselskapenes oppgave å ta initiativ til nye overvåkingsstasjonerinnenfor nasjonale overvåkingsprogrammer.

DN påpeker at det er behov for å etablere et overvåkingsområde innenregionen Nord-Hordaland - Sogn og Fjordane for å vurdere effekter iterrestrisk miljø som følge av utslipp til luft.

6.5DN

Dette er ivaretatt i delrapport IIIBeskrivelsen av miljøressurser bør suppleres med omtale av bl.a niserog korallrev.

4.1DN/MD

Dette må eventuelt utføres som et eget prosjekt, jfr. det arbeidet somligger til grunn for SMOer i forbindelse med utslipp til sjø.

DN lanserer tanker om hvordan SMO-konseptet kan anvendes også forkonsekvenser av luftutslipp

6.2DN

Selve omleggingen av KU-arbeidet, med oppsplitting itema-rapporter, vil gjøre det enklere å foreta oppdateringer.

Avgjørende at det utvikles gode rutiner slik at RKU kan oppdateresmhp. miljø- og fiskerifaglige problemstillinger når ny kunnskap omeksempelvis miljøvirkninger av utslipp tilsier at dette er nødvendig.

GenereltDN

Er behandlet i kapittel 6 i delrapport IIIOmtalen av konsekvenser av utslipp til luft bør beskrive hvilkekonsekvenser og utviklingstendenser som faktisk er dokumentert

4.2.1DN

Beskrives i delrapport IIIDatagrunnlaget for sjøfugl er mangelfullt, både for kystnære sjøfugl, derdataene er gamle (13-15 år), og for sjøfugl i åpent hav. RKU bør gi enoppdatert oversikt over hvor datagrunnlaget er mangelfullt.

6.5DN/MD

Omtales i kapitlet om overvåking i delrapport IRKU bør beskrive relevante nasjonale overvåkingsprogrammer , bl.a.sjøfuglprogrammet og TOV.

6.5DNOmtales i delrapport IVc. Radioaktive stoffer i produsert vann bør omtales.4.2.1DN/MD

Kart er tatt med i delrapport III. I tillegg er det vist en oversikt over ihvilke elver med anadrome laksefisk sur nedbør utgjør entrusselfaktor.Det lages også et oversiktskart over forsuringsskader påinnlandsfisk

Det bør tas med kart som viser sammenhengen mellomtålegrenseoverskridelser av sterke syrer og forsuringsskader på fisk.

6.1DN

SMOèr beskrives med kart og tabeller i delrapport III. I tillegg erdet i delrapport IVa redegjort for hvilke av SMOène som er mestutsatt for akutte oljesøl, og hvordan dette faller ut sammenlignet meddagens beredskapsopplegg. RKU har ikke som formål å foreslå noenytt beredskapsopplegg.

RKU bør beskrive hvilke SMOèr som vil være utsatt foroljeforurensing, og den trussel som et akutt oljeutslipp utgjør motSMOèr bør reflekteres i det beredskapsopplegg som skisseres i RKU.Bør også beskrive hvilke SMOer som blir berørt av utslipp til luft

6.1, 6.2, 6,4DN

Hvordan er merknaden tatt hensyn tilMerknadKap. iutredningsprogram

Høringsinstans

Dette er tatt hensyn til i delrapporten “Konsekvenser forfiskerivirksomheten”

Beskrivelse av fiskeriaktivitet på bakgrunn av statistikk bør gå minst5 år tilbake i tid. Fangstvolum og fartøyantall fordelt på flåtegruppersom opererer i utredningsområdet gjennom året må framgå avstatistisk materiale.

6.7 og 6.8Fidir.

Dette er behandlet i delrapporten “Konsekvenser forfiskerivirksomheten”

RKU må beskrive fiskefelt med geografisk utstrekning inneninfluensområdet i forhold til eksisterende og planlagte felt ogrørledninger langs bunnen.

6.7 og 6.8Fidir.

I delrapporten “Konsekvenser av regulære utslipp til sjø” er det gitt enoppdatert oversikt over kunnskapsstatus når det gjelder virkninger avutslipp av produsert vann og borekjemikalier. I tillegg er det foretattmodellberegninger for å studere spredning og fortynning av dekomponentene som inngår i produsert vann. Dette er brukt som grunnlagfor å vurdere risiko for miljøskade.

Ønskelig å se utslipp fra de enkelte oljeinstallasjoner i sammenhengmed andre tilførsler i området. Ressurser må settes inn på å innhentenye data mht spredning, spesifisering og nedbrytning avforurensingskomponenter. Betydelig forskningsinnsats nødvendig.

Havforskn..

Alle utslippskilder i Nordsjøområdet inngår i modellberegningene.Resultatet er vist som oljevirksomhetens bidrag til den totalebelastningen i influensområdet. I tillegg er bidraget fra hver enkelt av de6 regionene i Nordsjøen vist.

For analyse av konsekvensene av utslipp til luft bør en deleinfluensområdet i to; sør og nord for Stadt.

6.2DN

Omtales i delrapport I under kapitlet om overvåking.Overvåking skal være et aktivt virkemiddel. Forutsettes ivaretattunder punkt 6.5 i utredningsprogrammet

6.5MD

Omtalen av utslippsreduserende tiltak i delrapport I omfatter også tiltakav denne art.

RKU skal inneholde en vurdering av tekniske løsninger mellom feltsom samlet kan bidra til å redusere utslipp, herunder bedretenergieffektivitet.

6.6MD

Vurderingene av konsekvenser av akuttutslipp bygger på tidligeresimuleringer som er gjort for mange ulike felt i Nordsjøen. Metoder ogmodeller varierer, men det er tatt hensyn til drivtid, de ulike oljetypenesegenskaper samt opplysninger om strøm, temperatur mm. På grunnlagav dette er det etablert et totalbilde for sannsynligheter for oljeutslipp ogrisiko for miljøskade for hele Nordsjøområdet.

SIMPACT-modellen bør benyttes for å synliggjøre konsekvenser avakuttutslipp.

6.2MD

Dette ivaretas i delrapporten “Konsekvenser av utslipp til luft”RKU må beskrive utslippene til luft fra aktiviteten i de definerteregionene, og hvilke belastninger dette fører til (jfr.spredningsmodeller)

6.2MD

Dette omtales under kapitlet om utslipp til sjø i delrapport IRKU bør redegjøre for hvordan politikken som kommer til uttrykk iStort.meld. 58 kan implementeres i regionen

6.6MD

Vi har formulert en beskrivelse av formålet med RKU, bl.a medutgangspunkt i de punktene som DN har satt opp

Det er viktig at hovedformlet med RKU kommer klart framGenereltDN

Vi vurderer det slik at arbeidet med miljøbeskrivelsesrapporten,delrapport III, er godt i takt med SFTs ønsker. Kapitlet om SMO ersentralt i denne delrapporten, og det er omtalt hvordan SMOene er valgtut (hvilke kriterier som er brukt), og hvilken status de har sammenlignetmed de andre sårbare ressursene som omtales i rapporten. SMO eruttrykk for en prioritering/utvelgelse som er gjort av vedkommendemyndigheter, og de øvrige oversiktene (viktige sjøfuglområder,naturvernområder, friluftsområder, korallforekomster, gyte- ogoppvekstområder for fisk, områder for sjøpattedyr) er å betrakte somsupplement til disse.

Det er viktig at RKU gir en samlet sårbarhetsvurdering avnaturressursene i regionen. SFT mener det er viktig at alleredeomforente ressursbeskrivelser benyttes i arbeidet, og nevner SMO,opplysninger i MRDB-databasen, opplysninger fra Fylkesmennenesmiljøvernavdelinger eller i kommunenes bersdskapsplaner.

GenereltSFT

Det er i slutten av hvert av kapitlene som omhandler sårbarhet tatt inn en kort, punktvis liste der det beskrives aktuelle tiltak for å unngå demulige skadevirkninger som er omtalt foran. Eksempelvis reduksjon avNOx-utslipp for å redusere forsuringsproblemer, reduksjon avkjemikaliebruk for å unngå mulige langtidsvirkninger av utslipp til sjøosv. . Dette gjelder delrapport III, beskrivelse av influensområdet.

Under omtalen av de ulike miljøressursenes sårbarhet overforpetroleumsvirksomheten, er det viktig å også si noe om hvilke tiltaksom er aktuelle for å begrense skade og redusere risiko.

GenereltSFT

Dette er ivaretatt, ved at influensområdet er definert nord til grensamellom Nord-Trøndelag og Nordland når det gjelder utslipp til luft.

Operatørene bør vurdere selvstendig hvorvidt luftutslippene vil hakonsekvenser også nord for 62 grader nord.

4SFT

Det er tatt inn en begrunnelse på samme måte som for Sleipnerområdet.Det bør gis en begrunnelse for hvorfor avgrensingen avTampenområdet avviker fra inndelingen i overvåkingsregioner,tilsvarende som det er gjort for Sleipnerområdet.

2.1SFT

Temarapportene som tilsammen utgjør den regionalekonsekvensutredningen for Nordsjøen dekker de saksområdene somlovverket forutsetter skal omhandles i konsekvensutredningene.

SFT anbefaler at RKU utarbeides som et enhetlig dokument.Temavise utredninger kan eventuelt vurderes som spesielle vedleggtil RKU.

GenereltSFT

Strukturen på den foreliggende utredningen innebærer at det i størregrad enn tidligere er splittet opp i temaer, uten at en dermed har utelattelementer som etter lovverket forutsettes å bli behandlet ikonsekvensutredningene.

RKU bør i større grad være temabasert, med større vekt på muligetiltak som innebærer samordning og samarbeid mellom ulikeinnretninger og operatører.

GenereltOD

Den samfunnsmessige betydningen av fiskeriene blir indirekte belyst,men temaet for denne utredningen er konsekvensene avpetroleumsaktiviteten. En beskrivelse av fiskerienes samfunnsmessigebetydning ville kreve en egen utredning.

Fiskerienes samfunnsmessige betydning bør utredes tilsvarende somden samfunnsmessige betydningen av petroleumsvirksomheten.

6.7 og 6.8Fidir.

Dette ønsket lar seg trolig ikke oppfylle nå. Det vil så langt det er bli gitten oversikt over datagrunnlaget for havbunnsfauna og påvirkninger frapetroleumsvirksomheten. Gjelder delrapportene I og IVc.

SFT sier seg fornøyd med at det vil bli presentert tålegrensekart ogspredningsmodeller for utslipp til luft. De etterlyser tilsvarende forutslipp til sjø.

GenereltSFT

Delrapport IVc om regulære utslipp til sjø omfatter en grundiggjennomgang av kunnskapsstatus når det gjelder risiko knyttet til utslipptil sjø. I delrapport 1 er konkrete tiltak for å redusere utslipp til sjødiskutert.

SFT forventer at det diskuteres tiltak for å redusere utslipp til sjø forå unngå langtidseffekter, selv om det ikke kan trekkes noen endeligkonklusjon mht om slike effekter vil oppstå. Altså en“føre-var-holdning”. Det bør også gjøres forsøk på å prioriteremellom ulike tiltak. Kjemikalienes nedbrytningshastighet ogbioakkumuleringspotensiale må omtales.

GenereltSFT

Er omtalt i delrapport I, og i delrapport IVc om regulære utslipp til sjø.RKU må beskrive hvordan regional miljøovervåking legges opp, ogsammenhengen mellom overvåkingsresultater og valg av tekniskeløsninger for å minimalisere uønskede konsekvenser.

GenereltSFT

De fleste av de konkrete tiltakene som er omtalt er tiltak forenkeltinstallasjoner eller innen samme lisens. I tillegg er det gitt engrundig omtale av større, viktige programmer og prosjekter somomfatter felles strategier og løsninger (eks. alternativ kraftforsyning,CO2-program, VOC-prosjekt).

Det er i RKU viktig å beskrive strategier, prosjekter eller tekniskeløsninger som kan redusere mulige miljøkonsekvenser. Må ha etelement av forpliktelse. Ønskelig å beskrive fellesstrategier/løsninger som velges ut fra kunnskap om de samlakonsekvensene

GenereltSFT

Det er i opplistingen av tiltak skilt mellom gjennomførte tiltak, tiltaksom det er fattet beslutning, tiltak som fortsatt er til vurdering, og tiltaksom er vurdert men forkastet. I det siste tilfellet er det gitt enbegrunnelse for hvorfor tiltaket er forkastet.

SFT forventer at operatørene ikke bare lister opp mulige tiltak, menfaktisk legger vekt på at det som vurderes skal være av forpliktendeart.

5SFT

Dette punktet bør er dekket opp i delrapporten om konsekvenser avutslipp til luft, der både totalbelastningen fra petroleumsvirksomheten(fra Nordsjøen + nord for 62 grader nord), belastningen fra de ulikeregionene (6 regioner i Nordsjøen + Haltenbanken) og den totalebelastningen i influensområdet inkl. alle andre kilder er beskrevt ogsammenlignet med tålegrenser.

Det er viktig at det i RKU gjøres en vurdering avpetroleumsvirksomhetens samlede påvirkning i forhold til naturenstålegrenser.

GenereltSFT

Documents

RKU Nordsjøen 1999 Temarapport 1a Tampenområdet - Januar 1999