Plan for Utbygging of drift av Bream - del 2

Transcription

Plan for Utbygging og
Drift av Bream - Del 2
Konsekvensutredning
October 2014
PL406
PL407
Bream area development 03 14.10.14 Issue for public consultation KTV / MIA CHC NB 02 10.10.14 Final issued for JV approval KTV / MIA CHC NB 01 03.10.2014 Draft issued for partner comment KTV / MIA CHC BE Revision Rev date Reason for issue Prepared Checked Accepted Title/Description
Responsible party
Impact Assessment / Konsekvensutredning for Bream Development project (covering PL407 and PL406) PDO Part 2 JV and Commercial No. of pages ‐‐ Document Number
Project Originator Discipline Doc type code code code code BR00 PONAS Z RA BR00‐PONAS‐Z‐RA‐0004 Sequence number 0004 Area System code code A000 00 Plan for Utbygging og drift av Bream - Konsekvensutredning
FORORD
1
SAMMENDRAG
2
1 Innledning
5
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
Lisenshistorie og eierforhold
Formålet med konsekvensutredningen
Lovverkets krav til konsekvensutredning
Konsekvensutredningsprosessen
Forholdet til eksisterende utredninger for området
Nødvendige søknader og tillatelser
2 Plan for utbygging og drift (PUD)
2.1 Helse, miljø og sikkerhet
2.2 Prosjekthistorie
2.3 Reservoarbeskrivelse
2.4 Reserver og produksjonsplaner
2.5 Andre funn og prospekt i området
2.6 Utbyggingsløsning
2.7 Kraftgenerering og kraftforsyning
2.8 BAT-vurderinger
2.9 Havbunnsundersøkelser
2.10 Norsk avgifts- og klimakvotesystem
2.11 Avfallshåndtering
2.12 Tidsplan for prosjektet
2.13 Investeringer og driftskostnader
2.14 Avvikling av virksomheten
3 Influensområde for feltene
3.1 Influensområder for uhellutslipp av olje fra Bream-området
3.2 Korteste drivtid og stranding
4 Miljøforhold, biologiske ressurser og annen næringsvirksomhet
4.1 Oseanografi og meteorologi
4.2 Bunnforhold
4.3 Plankton
4.4 Koraller og andre verdifulle bunnressurser
4.5 Fiskeressurser
4.6 Sjøfugl
4.7 Sjøpattedyr
4.8 Andre ressurser
4.9 Sårbare naturtyper og vernestatus
4.10 Andre næringer i influensområdet
4.11 Sammenstilling av miljøressurser og annen virksomhet innenfor influensområdet for
Bream
6
6
6
8
8
9
10
10
10
11
12
15
15
20
22
23
24
24
24
25
25
26
26
28
29
29
31
32
32
32
34
39
41
42
43
46
5 Konsekvenser av utbygging og regulær drift av Bream
48
Utslipp til luft
Utslipp til sjø
Virkninger for fiskeriene i berørt område
Virkninger for skipsfart
48
52
59
61
5.1
5.2
5.3
5.4
6 Konsekvenser av uhellsutslipp av olje
6.1
6.2
6.3
6.4
Konsekvenser av akuttutslipp av olje for sårbare naturressurser
Gradering av skade
Konsekvenser for brukerinteresser
Beredskap mot akutt forurensning
7 Samfunnsmessige virkninger
7.1
7.2
7.3
7.4
Samfunnsmessig lønnsomhet av Bream-prosjektet
Virkninger på investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel
Norsk verdiskapning i vare og tjenesteleveranser til Bream
Sysselsettingsvirkninger av Bream
63
63
66
66
67
69
69
71
72
73
8 Referanser
75
9 Vedlegg - Fastsatt utredningsprogram for Bream
78
List of figures
1.1 Lokalisering av PL406 og PL407 med referanse til Stavanger. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
2.1 Bream, Mackerel og Herring top Bryne strukturkart . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2.2 Topp Bryne med planlagte brønner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.3 Produksjonsprofil for olje fra Bream (P50) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.4 Produksjonsprofil for gass fra Bream (P50) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.5 Produksjonsprofil for produsert vann fra Bream (P50) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.6 Lisenser i Bream-området . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.7 Illustrasjon av planlagt utbygging av Bream. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2.8 Illustrasjon av Bream Sevan FPSO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2.9 Skisse av system for rensing av produsert vann . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.1 Beregnede influensområder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
4.1 Sirkulasjonsmønster og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.2 Vindforholdene ved Punkt 1311 (58,3N; 3,9Ø) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4.3 Inndelingen i overvåkingsregioner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.4 Viktige tobisområder i sørlig del av Nordsjøen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
4.5 Leveområder for sjøfugl i hekketiden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
4.6 Fordeling av viktige sjøfuglarter i sommersesongen; 1. april - 31. juli . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
4.7 Fordeling av sjøfuglarter i høstsesongen, 1. august - 31. oktober . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
4.8 Utbredelse av hvalartene nise, springere og vågehval i Nordsjøen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
4.9 Utbredelse av steinkobbe (venstre) og havert (høyre) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
4.10 Særlig verdifulle og sårbare områder i Nordsjøen og Skagerrak . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
4.11 Registret fiske i området som berøres av den planlagte utbyggingen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
5.1 Årlige utslipp (tonn) av CO2 og NOx ved bruk av gassturbin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
5.2 Årlige utslipp (tonn) av CO2 og NOx ved bruk av stempelmotor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
5.3 Beregnede utslipp (tonn) av CO2 og NOx fra fakling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
5.4 Norsk fiske med bunntrål i 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
5.5 Skipstrafikk i området ved Bream . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
6.1 Oversikt over tilgjengelige NOFO-systemer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
7.1 Inntekter fra oljeproduksjonen på Bream . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
7.2 Kostnader ved produksjonen på Bream . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
7.3 Netto kontantstrøm ved produksjonen på Bream . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
7.4 Beregnet norsk verdiskapning fordelt på næring og tid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
7.5 Beregnet norsk verdiskapning i driftsfasen fordelt på næring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
7.6 Beregnede sysselsettingsvirkninger av utbygging av Bream . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
7.7 Beregnede sysselsettingsvirkninger av drift av Bream . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
List of tables
1.1
1.2
2.1
2.2
2.3
2.4
3.1
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
5.1
5.2
6.1
6.2
6.3
6.4
Tidsplan for konsekvensutredningsprosessen for Bream-området. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Oversikt over nødvendige søknader og tillatelser. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Feltparametre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Beregnede kostnader per tonn CO2-reduksjon ved kraft fra land. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
Gjennomførte BAT-tiltak i Bream-prosjektet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Foreløpig tidsplan for utbygging av Bream og Mackerel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Forutsetninger for uhellsutslipp til sjø . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Sesonger med fiskeegg (E) og fiskelarver (L) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
De viktigste sjøfuglartene og arter med periodevis tilsvarende adferd . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
Bestandsestimater for hekkende sjøfugl i Nordsjøen i 2005 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
Sårbarhetstabell for sjøfugl ved oljeforurensning i marine områder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
Fangst i området omkring Bream og Mackerel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
Fordelingen av oppdrettskonsesjoner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
Uhellsutslipp av olje fra Bream . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
Borevæske og borekaks på Bream . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
Kjemikalietyper. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
Biologiske ressurser og brukerinteresser som inngår i skadeberegningene . . . . . . . . . . . . . . 63
Oljeutslipp under feltutbygging . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
Oljeutslipp under produksjon . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
Gradering av miljøskade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
List of attachments
Vedlegg : Fastsatt utredningsprogram Bream . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
Plan for Utbygging og drift av Bream - Konsekvensutredning - Rev.3
[Blank side]
FORORD
Denne konsekvensutredningen omhandler utbygging og drift av oljefunnet Bream i
Nordsjøen. Rettighetshaverne for Bream-feltet er Premier Oil Norge, Tullow Oil Norge og
Kufpec Norway. Premier Oil Norge er operatør for utbyggingen.
Plan for utbygging og drift (PUD) for Bream planlegges presentert for stortingsbehandling i
løpet av vårsesjonen 2015.
Konsekvensutredningen inngår som del av PUD for virksomheten. Konsekvensutredningen
er utarbeidet i henhold til petroleumsloven. Rettighetshaver er ansvarlig for koordinering og
gjennomføring av høringsprosessen.
Melding med forslag til utredningsprogram for Bream ble oversendt høringsinstansene i juni
2014. Olje- og energidepartementet fastsatte endelig utredningsprogram i september 2014.
Foreliggende konsekvensutredning er utarbeidet i henhold til det fastsatte programmet og
de høringsuttalelser som er mottatt.
Page 1
0 SAMMENDRAG
Premier Oil Norge AS (PONAS) har som operatør utarbeidet konsekvensutredning for
Bream-feltet. Formålet med konsekvensutredningen er å gi et best mulig grunnlag for å
vurdere hvordan utbyggingen vil påvirke naturressurser, miljø og samfunn, samt å finne
løsninger som vil redusere/avbøte eventuelle negative virkninger. Krav til
konsekvensutredning er fastsatt i petroleumsloven.
Konsekvensutredningen omfatter utbygging og drift av Bream-feltet i sørlig del av
Nordsjøen. På vegne av rettighetshaverne i produksjonslisensene PL406 og PL407, skal
PONAS som operatør legge frem plan for utbygging og drift (PUD) av feltet.
Bream-feltet er lokalisert ca. 110 km fra land (Egersund) og om lag 50 km nordvest for
Yme-feltet. Havdypet i området varierer fra 94 m til 124 m.
Reserver og produksjonsplaner
Teknisk utvinnbare ressurser på Bream er i størrelsesorden 8,0 mill. Sm3 olje basert på
anbefalt dreneringsstrategi. Produksjonsperioden som er lagt til grunn for
konsekvensutredningen er produksjonsstart juli 2018, med en driftstid på rundt seks år.
Boringene starter i 2017 og vil pågå i ett år.
Utbyggingsløsningen
Det planlegges en undervannsutbygging av Bream, med brønnene knyttet opp til en Sevan
FPSO. Prosessert olje vil bli lagret i Bream FPSO før eksport via skytteltankere. Grunnet
svært begrenset mengde gass planlegges ikke eksport av gass fra feltet. Det er foreløpig
ikke tatt stilling til om brønnene skal bores med oppjekkbar eller flytende borerigg.
Utbyggingen er planlagt med fire produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn sentralt
ved produksjonsinnretningen på Bream. Disse brønnene vil bli lokalisert innenfor
sikkerhetssonen rundt FPSO'en. En ytterligere vanninjeksjonsbrønn vil bli lokalisert ca 2,8
km sør for feltsenteret.
Produsert vann på Bream planlegges reinjisert i reservoaret for trykkstøtte. For å sikre
tilstrekkelig vann til injeksjon, vil det produserte vannet i perioder bli supplert med sjøvann.
Produsert gass fra feltet vil bli benyttet som brenngass ved kraftgenereringen på FPSO. De
to første driftsårene vil det være et gassoverskudd og denne gassen vil bli reinjisert i feltet.
Etter hvert som gassproduksjonen avtar vil gass bli erstattet med flytende drivstoff (diesel) i
kraftproduksjonen.
BAT-vurderinger og utslipps-/risikoreduserende tiltak
Evaluering av BAT (Best Available Techniques) og bruk av ALARP-prinsipp (As Low As
Reasonable Practical) har vært en viktig del av prosjekteringsarbeidet for Bream-feltet.
Aktuelle tiltak for å redusere utslipp og miljørisiko er bla.:
Reinjeksjon av produsert vann.
Produsert vann vil være renset i både en hydrosyklon og i et CFU-anlegg. Vann som
slippes til sjø er forventet å ha et oljeinnhold mindre enn 15 mg/l.
Page 2
Lukket fakkel.
Turtallsregulering på tungt roterende utstyr.
Borekaks fra brønner boret med oljebasert borevæske bringes til land.
Unngå bruk av miljøskadelige kjemikalier.
Naturressurser og miljøforhold
Grunnlagsdokumenter til forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak 2013 og regional
konsekvensutredning for Nordsjøen 2006 er lagt til grunn for beskrivelse av naturressurser
og miljøforhold. Det er ikke identifisert noen spesielle sårbare habitater, arter eller
kulturminner som vil bli berørt av utbyggingen. Det er innhentet oppdatert informasjon om
fiskeriaktiviteten i området fra Fiskeridirektoratet.
Utslipp til luft
Utbygging og drift av Bream vil gi utslipp til luft fra bore- og brønnoperasjoner, marine
operasjoner, transport, produksjon og prosessering, samt eksport av olje og gass. Utslipp
til luft består i hovedsak av CO2, NOx og VOC.
Kraftbehovet for Bream vil være i størrelsesorden 18 - 22 MW. Vanninjeksjon, gassløft og
gassinjeksjon er hovedforbrukere av kraften. Vanninjeksjon er en betydelig bidragsyter til
kraftbehovet og utgjør alene i størrelsesorden 30-40% av dette. Kraft fra land er vurdert,
men utredningene viser at slik kraftleveranse ikke vil være økonomisk lønnsomt for små felt
med kort levetid. For kraftgenerering på FPSO'en vurderes gassturbiner og stempelmotorer
som kan drives av både gass og flytende drivstoff (diesel) som aktuelle løsninger, en såkalt
dual-fuel løsning. Det er ikke tilstrekkelig med gass i feltet til kraftproduksjon gjennom
feltets levetid, og gass må suppleres og etter hvert erstattes helt med diesel som drivstoff.
Dette medfører i praksis klare begrensninger mht hvilket utstyr som kan benyttes. Det
finnes i dag ingen lav-NOx teknologi som fungerer sammen med aktuelle dual-fuel
løsninger. Det er foreløpig ikke tatt stilling til om generatorene på FPSO'en skal drives med
gassturbin eller stempelmotorer. Dette ventes avklart før innlevering av PUD.
Avhengig av hvilken løsning som velges mht kraftgenerering, er de gjennomsnittlige årlige
utslippene av CO2 foreløpig beregnet å være i intervallet fra 81 000 tonn til 135 000 tonn.
Tilsvarende er utslippene av NOx beregnet å være mellom 330 tonn og 660 tonn. Til
sammenligning var de samlede utslippene av CO2 og NOx fra petroleumsvirksomheten på
norsk sokkel 12,3 millioner tonn CO2 og nær 51 000 tonn NOx i 2013. Utslippene fra
petroleumssektoren utgjorde om lag en firedel av de samlede norske utslippene av CO2.
Utslipp til sjø
Det vil bli utslipp til sjø knyttet til bore- og brønnoperasjoner, klargjøring av rørledninger,
produsert vann, kjølevann, drenasjevann, sanitæravløpsvann og kontrollvæske.
I forbindelse med boring av brønnene vil det bli sluppet ut vannbasert borevæske og
borekaks fra topphullseksjonene. Kaks fra boring med oljebasert borevæske i de dypere
seksjonene transporteres til land for rensing og deponering.
Produsert vann på Bream planlegges reinjisert. Alt produsert vann skal renses og det
er forventet å ha et oljeinnhold av mindre enn 15 mg/l. Utslipp til sjø vil bare
forekomme ved vedlikehold eller driftsforstyrrelser på injeksjonssystemet. Systemet
Page 3
planlegges med en driftsregularitet på minimum 95%. Etter det første års produksjon er
utslippene til sjø anslått til mellom 0,08 millioner Sm3 og 0,15 millioner Sm3 vann per år i
feltets levetid. Til sammenligning var det totale utslippet av produsert vann på norsk sokkel
i 2013 omlag 128 millioner m3, med et gjennomsnittlig oljeinnhold på 12,1 mg/l.
Akutte utslipp og oljevern
Utilsiktede utslipp fra petroleumsvirksomhet på Bream-feltet kan forekomme, blant annet
som følge av utblåsninger fra feltinnretninger under boring og drift, lekkasjer fra rør,
lekkasjer fra undervannsinstallasjoner og prosesslekkasjer. Foreløpige vurderinger av
miljørisiko for Bream tilsier at utbyggingen har et lavt risikonivå.
I tiden frem mot borestart vil det foregå et kontinuerlig arbeid i forhold til
beredskapsplanlegging. Beredskapsløsninger og -organisasjon vil konkretiseres i
prosjektets kommende fase. I forkant av produksjonsboring og produksjonsstart vil det bli
utarbeidet en oppdatert miljørisiko- og beredskapsanalyse. I forlengelsen av dette vil det
utarbeides en feltspesifikk plan for beredskap mot akutt forurensing som beskriver
bekjempelsesmetode og aksjonsplaner for de ulike utslippsscenarioene.
Konsekvenser av arealbeslag
Innretningene på Bream-feltet vil beslaglegge mindre arealer knyttet til sikkerhetssonen
rundt plattformen, rørledninger og havbunnsinstallasjonen på Bream Sør. Kartlegging av
fiskeriaktiviteten i området viser at det enkelte år er omfattende fiskeriaktivitet i området,
men at denne aktiviteten i hovedsak er fiske etter pelagiske fiskearter som makrell og sild.
Disse fiskeriene er ikke like stedbundne som fiske med bunntrål. Det forventes derfor ikke
arealkonflikter knyttet til fiskeriene. Det er heller ikke registrert noen spesielt sårbare
bunnhabitater i området, og det er ikke funnet kulturminner.
Samfunnsøkonomiske virkninger
Samlet inntekt av produksjonen på Bream er beregnet til ca. 24 milliarder 2014-NOK over
seks år (2018-2023). Samlede kostnader er beregnet til nær 14 milliarder NOK. Av dette er
omlag 6,4 milliarder NOK i investeringskostnader, og nær 7,5 milliarder NOK på drift.
Driftskostnadene er eksklusive avgifter, men inklusiv leie av FPSO'en. Fjerningskostnader
er også inkludert. Alle beløp er angitt i faste 2014-priser (NOK-2014).
For Bream er nåverdien ved 6 % kalkulasjonsrente beregnet til omlag 7 milliarder NOK.
Nåverdien fordeler seg med vel 78 % på staten i form av skatter og avgifter, mens 22 %
tilfaller oljeselskapene som deltar i prosjektet.
Det vil bli etablert en driftsorganisasjon for Bream-området tilknyttet Premier Oil Norge sitt
kontor i Stavanger. FPSO'en vil bli eiet og drevet av en driftskontraktør som også vil
besørge offshorebemanning.
Page 4
1 Innledning
På vegne av rettighetshaverne i produksjonslisensene PL406 og PL407 planlegger Premier
Oil Norge AS (PONAS), som operatør av de nevnte lisensene, utbygging av oljefunnet
Bream. Den anbefalte utbyggingsløsningen er en undervannsutbygging med en flytende
produksjons- og lagerenhet (FPSO). Oljen vil bli transportert med skytteltankere til
markedet.
Rettighetshaverne vil også vurdere utbyggingen av Mackerel samt ett nærliggende
prospekt Herring. Herring planlegges boret sammen med Breams produksjonsboring.
Feltene er lokalisert i Egersundbassenget, som er en relativt liten petroleumsprovins.
Lokaliseringen av PL406 og PL407 er vist i Figur 1.1.
Figur 1.1 Lokalisering av PL406 og PL407 med referanse til Stavanger.
Page 5
På vegne av rettighetshaverne legger PONAS frem konsekvensutredning for Bream som
del av plan for utbygging og drift (PUD), som vil bli oversendt myndighetene på et senere
tidspunkt. Utredningen omfatter også en eventuell senere utbygging av Herring og
Mackerel. Konsekvensutredningen er utarbeidet i henhold til gjeldende norsk regelverk og
veiledning for planer for utbygging, anlegg og drift av petroleumsinstallasjoner på norsk
kontinentalsokkel.
1.1 Lisenshistorie og eierforhold
Oljefunnet Bream ble påvist av Phillips Petroleum Company Norway under boringen av
letebrønn 17/12-1 i 1972 innenfor området omfattet av produksjonslisens (PL) 016. En
avgrensningsbrønn ble boret i 1980, men hydrokarboner ble ikke funnet. Dermed ble ikke
funnet bygget ut, og lisensen ble tilbakelevert i 1994. Arealet ble tildelt som PL407 til BG
Norge med partnere i 2007 gjennom TFO 2006 lisensrunden. På vegne av partnerne i
lisensen utarbeidet BG Norge i 2012 en konsekvensutredning for utbygging av Bream.
Partnerne i lisensen besluttet imidlertid å ikke videreføre prosjektet i sin daværende form,
og plan for utbygging og drift (PUD) ble ikke oversendt myndighetene.
Oljefunnet Mackerel ble påvist av Elf Petroleum Norge ved boring av brønn 18/10-1
innenfor området omfattet av PL008 i 1979. Funnet ble da ikke bygget ut, og lisensen ble
tilbakelevert i 2002. Arealet ble tildelt som PL406 til Premier Oil Norge med partnere i 2007
gjennom TFO 2006. Herring er et prospekt som ligger nær Mackerel, som lisenshaverne vil
vurdere å bore og eventuelt knytte opp, samen med Mackerel, til Bream når en PUD
foreligger for Bream.
Lisensgruppen for PL406 og PL407 er nå Premier Oil Norge (50%), Tullow Oil Norge (20%)
og Kufpec Norway (30%). Premier Oil Norge er operatør for begge lisensene.
1.2 Formålet med konsekvensutredningen
Formålet med konsekvensutredningen er å gi en beskrivelse av planene for utbygging og
drift, de forventede konsekvensene utbyggingen vil ha på miljø, natur og
samfunnsinteresser samt beskrive de muligheter som finnes for å redusere eller unngå
negative effekter og utnytte de positive effektene.
Konsekvensutredningsprosessen er en integrert del av planleggingen av større prosjekter.
Konsekvensutredningen skal sikre at forhold knyttet til miljø, samfunn og naturressurser blir
inkludert i planarbeidet på lik linje med tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige forhold.
Prosessen skal bidra til å belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den
eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre offentligheten informasjon om
prosjektet samt gi omgivelsene anledning til å uttrykke sin mening og gi grunnlag for å
påvirke utformingen av prosjektet.
1.3 Lovverkets krav til konsekvensutredning
Krav i internasjonalt lovverk
Kravet til konsekvensutredning er gjenspeilet i EUs regelverk som Norge har implementert.
EUs Rådsdirektiv 97/11/EC (endringsdirektiv til Rådsdirektiv 85/337/EEC) krever
konsekvensutredning for offentlige og private prosjekter som kan ha vesentlige miljøog/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser. Mulige grenseoverskridende
Page 6
miljøkonsekvenser er regulert gjennom FNs "Konvensjon om KU for grenseoverskridende
miljøkonsekvenser" (ESPOO konvensjonen, 1991).
Krav i norsk lovverk
Petroleumslovens § 4-2 pålegger en rettighetshaver som vil starte en utbygging av en
petroleumsforekomst å framlegge for OED en plan for utbygging og drift av forekomsten
(PUD). Planen skal inneholde en beskrivelse av økonomiske, ressursmessige, tekniske,
sikkerhetsmessige, næringsmessige og miljømessige forhold samt opplysninger om
hvordan en innretning vil kunne disponeres ved avslutning av petroleumsvirksomheten.
Planen skal også inneholde opplysninger om innretninger for transport eller utnyttelse av
petroleum. Det kreves også at det utarbeides en konsekvensutredning som en del av PUD.
Konsekvensutredningen skal beskrive utbyggingen og redegjøre for virkningen
utbyggingen kan ha for nærings- og miljømessige forhold og hva som kan gjøres for å
redusere og avbøte eventuelle skader og ulemper som utbyggingen kan medføre. Videre
skal det klargjøres hvordan miljøkriterier og konsekvenser har vært lagt til grunn for valg av
tekniske løsninger.
Konsekvensutredningen skal bidra til å belyse spørsmål som er relevante både for den
interne og den eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre offentligheten
informasjon om prosjektet samt gi omgivelsene anledning til å uttrykke sin mening og gi
grunnlag for å påvirke utformingen av prosjektet.
§ 22 i Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet inneholder følgende bestemmelser om
utredningsprogram:
"Rettighetshaver skal i god tid før fremleggelse av plan for utbygging og drift av en
petroleumsforekomst utarbeide forslag til utredningsprogram. Forslaget skal gi en kort
beskrivelse av utbyggingen, av aktuelle utbyggingsløsninger og på bakgrunn av tilgjengelig
kunnskap, av antatte virkninger for andre næringer og miljø, herunder eventuelle
grenseoverskridende miljøvirkninger. Videre skal forslaget klargjøre behovet for
dokumentasjon. Dersom det er utarbeidet en konsekvensutredning for det området hvor
utbyggingen planlegges gjennomført, skal forslaget klargjøre behovet for ytterligere
dokumentasjon eller oppdatering.
Forslaget til utredningsprogram bør i nødvendig grad inneholde en beskrivelse av hvordan
utredningsarbeidet vil bli gjennomført, særlig med sikte på informasjon og medvirkning i
forhold til grupper som antas å bli særlig berørt. Forslaget til utredningsprogram skal
baseres på rammene for dokumentasjon i § 22a.
Rettighetshaver sender forslaget til utredningsprogram til uttalelse til berørte myndigheter
og interesseorganisasjoner. Det skal settes en rimelig frist for uttalelser. Fristen bør ikke
være kortere enn seks uker. Departementet fastsetter utredningsprogrammet på bakgrunn
av forslaget og uttalelsene til dette. Det skal redegjøres for innkomne uttalelser og hvordan
disse er vurdert og ivaretatt i fastsatt program. Kopi av fastsatt program skal sendes til dem
som har avgitt uttalelse i saken. Avgjørelser etter denne bestemmelsen er ikke
enkeltvedtak etter forvaltningsloven. Departementet sender forslag til utredningsprogram
på høring."
Page 7
Forurensingslovens § 13 har bestemmelser om melding og konsekvensutredning ved
planlegging av virksomhet som kan medføre forurensing. Foreliggende forslag til program
for konsekvensutredning er utarbeidet med sikte på å dekke kravene i begge lovverk.
1.4 Konsekvensutredningsprosessen
Forslag til utredningsprogram for Bream-området ble sendt på høring 25. juni 2014 med en
høringsfrist på ti uker. Olje- og energidepartementet (OED) godkjente
utredningsprogrammet i brev av 30. september 2014. Godkjenningsbrev og Premier Oil
Norges merknader til høringsuttalelsene er vist i vedlegg.
Konsekvensutredningen blir sendt på tilsvarende høring som utredningsprogrammet. OED
forestår den endelige behandlingen og tar stilling til om utredningsplikten er oppfylt. Med
bakgrunn i OEDs retningslinjer utarbeidet for saksbehandling av konsekvensutredninger er
plan for utredningsprosessen som følger:
Tabell 1.1: Tidsplan for konsekvensutredningsprosessen for Bream-området.
Beskrivelse
Tidsplan
Utsendelse av forslag til utredningsprogram
25. juni 2014
Høring av utredningsprogram
25. juni - 3. september 2014
OEDs fastsettelse av endelig utredningsprogram
30. september 2014
Utsendelse av konsekvensutredning
Oktober 2014
Høring av konsekvensutredning
Oktober 2014 - desember 2014
Innsendelse av PUD
Januar 2015
Antatt beslutning i Stortinget
Juni 2015
Oppstart produksjon
Juli 2018
Rettighetshaver vil, på tilsvarende måte som for forslaget til utredningsprogram, sende
konsekvensutredningen på høring til berørte myndigheter og interesseorganisasjoner og
innhente uttalelser fra disse. Samtidig tinglyses det i Norsk Lysingsblad at
konsekvensutredningen er sendt på offentlig høring. Konsekvensutredningen, og
underlagsdokumentasjon i den grad det er mulig, legges i tillegg ut på internett. OED vil
forestå den videre behandling av konsekvensutredningen og til slutt ta stilling til om
utredningsplikten er oppfylt.
Utbyggingen av Bream-området er den første utbyggingen som gjennomføres av Premier
Oil på norsk sokkel. Det forventes at utbyggingen blir lagt fram for Stortinget for
godkjenning.
1.5 Forholdet til eksisterende utredninger for området
Bream, Mackerel og Herring ligger innenfor det området som omfattes av den regionale
konsekvensutredningen (RKU) for Nordsjøen. En oppdatert RKU Nordsjøen ble presentert
i desember 2006 (OLF 2006). Bream ligger i det sørøstre hjørnet av havområdet som i
RKU Nordsjøen defineres som Nordsjøen Midtre, mens Mackerel og Herring ligger helt
vest og sentralt i området som ble definert som Nordsjøen Sørøst. Konsekvenser av
utbygging og drift av Bream-området inngikk ikke som en del av dette utredningsarbeidet.
Page 8
Våren 2013 ble helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak lagt frem, jf. Meld. St.
37 (2012-2013) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og Skagerrak
(forvaltningsplan). Grunnlagsrapporter fra arbeidet med forvaltningsplanen gir en oversikt
over naturressursene i området og beskriver miljøkonsekvenser av planlagte utslipp til luft
og sjø samt uhellsutslipp og konsekvenser som følge av fysiske inngrep og
næringsvirksomhet i dette området.
Yme er det eneste feltet som har vært bygget ut i nærområdet til Bream. Plan for ny
utbygging og drift av Yme med tilhørende konsekvensutredning ble oversendt
myndighetene høsten 2006 og godkjent i mai 2007. Det er fortsatt stor uklarhet om når
feltet vil komme i produksjon igjen.
BG Norge sendte et forslag til utredningsprogram for feltutbygging av Bream (PL407) på
ekstern høring i februar 2010. På grunnlag av forslag til utredningsprogram og BG Norges
forslag til oppfølging av kommentarene ble endelig utredningsprogram fastsatt av Olje- og
energidepartementet. Konsekvensutredningen for Bream ble sendt på ekstern høring 4. juli
2012, og høringskommentarer til denne foreligger.
Grunnlagsrapporter for forvaltningsplanen og dokumentasjon fra konsekvensutredningene
nevnt ovenfor er benyttet i arbeidet med konsekvensutredningen for utbyggingen av
Bream-området, Bream og eventuelt også Mackerel og Herring.
1.6 Nødvendige søknader og tillatelser
For å gjennomføre utbyggingsplanene vil det måtte innhentes ulike tillatelser fra
myndighetene. Noen av tillatelsene vil måtte innhentes i planfasen, mens andre tillatelser
kan vente til utbyggingsfasen. Noen tillatelser er kun relevante for nedstengingsfasen. En
detaljert liste over tillatelser som må innhentes i henholdsvis planfase og utbyggingsfase vil
bli avklart i den videre planprosessen og gjennom behandling av konsekvensutredningen
for Bream-området. En foreløpig liste over søknader og tillatelser er gitt i Tabell 1.2.
Tabell 1.2: Oversikt over nødvendige søknader og tillatelser.
Søknad / tillatelser
Gjeldende lovverk
Ansvarlig myndighet
Plan for utbygging og drift (PUD)
Petroleumsloven
Olje- og energidepartementet
Utslippstillatelse for boring
Forurensningsloven
Miljødirektoratet
Samtykke til boring
Petroleumsloven
Petroleumstilsynet
Utslippstillatelse for klargjøring / oppstart av rørledninger
Forurensningsloven
Miljødirektoratet
Søknad om tillatelse til radioaktiv forurensning
Forurensningsloven
Statens strålevern
Samtykke til oppstart og videreføring
Petroleumsloven
Utslippstillatelse for drift
Forurensningsloven
Miljødirektoratet
Tillatelse til produksjon
Petroleumsloven
Samtykke til oppstart of drift av plattform
Petroleumsloven
Petroleumstilsynet
Søknad om tillatelse til kvotepliktige CO2-utslipp
Klimakvoteloven
Miljødirektoratet
Forhåandsmelding
Arbeidsmiljøloven
Arbeidstilsynet
Disponeringsvedtak (fjerning av innretninger)
Petroleumsloven
Page 9
2 Plan for utbygging og drift (PUD)
2.1 Helse, miljø og sikkerhet
Myndighetenes overordnede miljømål og rammebetingelser for aktivitet på norsk sokkel vil
være retningsgivende for utbyggingen.
PONAS har som overordnet mål å unngå unødvendig påvirkning på miljøet. Uten hensyn til
valg av utbyggingsløsning vil disse målsettingene bli ivaretatt ved at konkrete miljømål vil
bli lagt til grunn for utvikling og drift av Bream-området.
PONAS' mål for arbeidet med helse, miljø og sikkerhet er forankret i selskapets
overordnede styringssystem. Målene er:
Ingen skader på personell
Ingen sykdom som følge av vår virksomhet
Ingen utilsiktete utslipp og utslipp av skadelige konsentrasjoner
PONAS anstrenger seg for å minimere skadelig innvirkning på miljøet for på denne måten å
bidra til en bærekraftig utvikling, og er forpliktet til følgende:
Overholde gjeldende lover, forskrifter og nasjonale/internasjonale standarder innen
miljø
Anvende beste, tilgjengelige teknikker (BAT)
Samarbeide med industri og myndigheter og informere allmennheten om programmer
for å verne miljøet
Begrense og dempe effektene av forurensing knyttet til våre operasjoner
PONAS har målsetting om nullutslipp av miljøskadelige forbindelser til sjø og luft
Påse at fastlagte miljømål blir ivaretatt
Konsekvensutredningen oppsummerer tiltakene som er gjort for å sikre at relevante lover
og forskrifter blir ivaretatt.
Det er utarbeidet et eget program for helse og arbeidsmiljø, ytre miljø og sikkerhet for
utbyggingen av Bream-området. HMS-programmet omfatter overordnede mål og strategi,
definerer spesielle krav til arbeidsmiljø, ytre miljø og teknisk sikkerhet, samt planlagte
sikkerhets- og risikoevalueringer. HMS-programmet vil bli oppdatert for å dekke de ulike
fasene i prosjektgjennomføringen.
2.2 Prosjekthistorie
Tidligfase
I 2009 boret BG Norge, tidligere operatør for PL407, en avgrensningsbrønn på Bream, med
mål å bekrefte produksjonegenskaper av reservoaret og dermed at feltet inneholdt
drivverdige forekomster. Etter dette var fullført, ble en evaluering av alternative
utbyggingsløsninger satt i gang. Et bredt spekter av utbyggingsalternativer ble identifisert
og vurdert som grunnlag for valg av konsept for en mulig utbygging.
Page 10
Konseptfase
Det ble vurdert en rekke alternative utbyggingsløsninger for Bream:
Utbygging ved hjelp av et flytende produksjons- og lagerskip (FPSO - Floating
Production, Storage and Offloading).
Utbygging ved hjelp av oppjekkbar bore- og produksjonsplattform supplert med
lagertankskip eller lagertank plassert på havbunnen.
Undervannsutbygging med tilknytning til nabofelt.
På grunn av Bream-feltets størrelse ble levetiden for feltet vurdert å være forholdvis kort,
og leie av produksjonsinnretning var derfor en foretrukket løsning. I 2010 inviterte BG
Norge flere leverandører til å komme med tilbud på de alternative utbyggingsløsningene for
Bream. På grunnlag av mottatte tilbud, og tatt hensyn til at feltets levetid var begrenset, ble
den foretrukne løsningen en utbygging basert på gjenbruk av et flytende produksjons- og
lagerskip (FPSO), Petrojarl 1, som eies av Teekay Petrojarl AS. Petrojarl 1 er en liten
FPSO, som stemte bra med feltets størrelse. Skipet var bygget i 1986, og krevde en del
oppgradering.
Aktivitetsnivået i norsk og internasjonal leverandørindustri var på den tiden høyt, og
medførte altfor høye kostnader for de andre alternativene nevnt ovenfor som var vurdert.
Store forsinkelse i Yme-prosjektet gjorde at det heller var ikke prosesseringkapasitet i
nærheten som kunne ta imot olje fra Bream.
Forprosjektering
Etter konseptvalg i mars 2012 ble det gjennomført detaljerte teknisk studier (FEED) for å
kartlegge og estimere kostnadene knyttet til nødvendig oppgradering av Petrojarl 1.
Gjennom dette arbeidet kom det frem at kostnadene for bruk av fartøyet ble mye høyere
enn først antatt. Som nevnt i kapittel 1.1 besluttet partnerne i Bream-lisensen å ikke
videreføre prosjektet i sin daværende form før plan for utbygging og drift av Bream ble
oversendt myndighetene. En konsekvensutredning for utbygging av Bream var sendt på
høring før prosjekt ble stoppet.
I 2013 ble PONAS operatør for PL407, og videreførte arbeidet med en nybygg Sevan
FPSO til erstatning for Petrojarl 1. Etter en periode med konseptvalidering mht
dreneringsstrategi og valg av produksjonsenhet for feltet, ble nytt utbyggingskonsept valgt i
februar 2014 (BOV beslutning). Den planlagte utbyggingen er nå en undervannsutbygging
av Bream med en Sevan FPSO. Prosessert olje vil bli lagret i Bream FPSO før eksport via
skytteltankere. Grunnet begrenset mengde gass planlegges ikke eksport av gass fra feltet.
Forprosjektering startet tidlig i 2014, med sikte på å sende inn en PUD til myndigheter ved
årsskiftet 2014/2015.
2.3 Reservoarbeskrivelse
Bream ligger i nordlig del av blokk 17/12 i Nordsjøen, om lag 110 km fra land (Egersund)
og om lag 50 km nordvest for Yme-feltet. Bream-reservoaret er vist i Figur 2.1.
Bream strekker seg over 22 km2 og hydrokarbonfellemekanismen kan best beskrives som
en domestruktur hvor toppen av reservoaret ligger på 2275 meters dybde. Oljen er
undermettet med lite assosiert gass og det er ingen fri gass i reservoaret.
Page 11
Figur 2.1 Bream, Mackerel og Herring top Bryne strukturkart
Tabell 2.1: Feltparametre
Reservoar data
Areal
22
km2
Referansedybde
2290
m TVDSS
Reservoartrykk ved referansedybde
245
Bara
Reservoartemperatur ved referansedybde
84
ºC
Oljens viskositet
1,44
cP
Olje-vann kontakt
2316,5
m TVDSS
Reservoaret består av sandstein fra midtre Jura tid. Det er i alt boret tre lete- og
avgrensningsbrønner med til sammen syv reservoarpenetreringer, som har bidratt til god
reservoarforståelse. Oljen er hovedsakelig akkumulert i reservoarsonene Bryne 2 og Bryne
3 som består av fluviale kanalsander med en nord-sydlig retning.
2.4 Reserver og produksjonsplaner
Reservoarevalueringer og ytterligere optimaliseringer vil pågå frem til PUD, og det kan
derfor komme endringer / justeringer til ressursanslagene.
Basert på den geologiske modellen er det forventet at 80 % av ressursene ligger i
reservoarsonen Bryne 2. Denne sonen er derfor hovedmålet for utbyggingen med tre
Page 12
horisontale produsenter mens Bryne 3 vil ha en horisontal produsent. Bream brønn 17/124A ble testet i 2009 med rater på ca. 300 Sm3 olje per dag.
Feltet er planlagt med vanninjeksjon fra første dag i de to horisontale injektorer i nord og
sør. Begge injektorer er planlagt med nedi-hulls kontrollsystem, som skal gjøre det mulig at
sonestyre vanninjeksjonen samt optimalisere vannstrømming. På grunnlag av
reservoarsimuleringer er det anslått vanngjennombrudd etter ca. ett år. Produsert vann vil
bli injisert sammen med sjøvann for å opprettholde trykket i reservoaret og på denne måten
øke utvinningsgraden.
For å penetrere flest mulig kanaler er Bream planlagt utbygget med i alt seks 1200 meter
lange horisontale brønner i øst-vestlig retning (Figur 2.2). Fire av brønnene er produsenter
plassert høyt på strukturen og to horisontale injektorer, hvor en er plassert ved olje-vann
kontakten i nord og en sør på feltet.
Figur 2.2 Topp Bryne med planlagte brønner
Oljen i reservoaret inneholder lite assosiert gass og har således ingen EOR (Enhanced Oil
Recovery) effekt eller eksportpotensiale. Gassen vil i stedet bli brukt til gassløft av
produsentene samt brensel, og de første driftsårene vil den overflødige gass bli injisert i
reservoaret.
Totale tekniske ressurser i Bream er estimert til 8,0 mill. Sm3 over en periode på 8 år (P50).
Utvinningsgraden er estimert til 47 % hjulpet av vanninjeksjon for trykkstøtte (og
fortrengningseffektivitet) samt gassløft.
Produksjonsprofiler (P50) for olje, gass og produsert vann samt vanninjeksjon på Bream er
vist i Figur 2.3 (olje), Figur 2.4 (gass) og Figur 2.5 (vann). Produsert vann og utslipp til sjø
omtales nærmere i Kapittel 5.2.
Page 13
10
3
8
2,5
6
2
Oljeproduksjon (mill. Sm3/år)
1,5
4
Oljeproduksjon (mill. Sm3 akk)
1
2
0,5
0
Oljeproduksjon mill. Sm3 akk
Oljeproduksjon mill. Sm3/år
3,5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
120
300
100
250
80
200
Produksjonsrate gass (mill. Sm3/år)
60
150
Produksjonsrate gass (mill. Sm3 akk)
40
100
20
50
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Figur 2.4 Produksjonsprofil for gass fra Bream (P50)
Vannproduksjon/utslipp (mill. Sm3/år)
3,5
Produsert vann (mill. Sm3 akk)
3
Vannutslipp (<<15 ppm) (mill. Sm3/år)
2,5
2
1,5
1
0,5
0
1
2
3
4
5
6
Figur 2.5 Produksjonsprofil for produsert vann fra Bream (P50)
Page 14
7
8
Gassproduksjon (mill.Sm3 akk)
Gassproduksjon (mill. Sm3/år)
Figur 2.3 Produksjonsprofil for olje fra Bream (P50)
2.5 Andre funn og prospekt i området
Innenfor PL406, ca 16 km mot sørøst fra Bream, finnes Mackerel-funnet (brønn 18/10-1),
og et nærliggende prospekt Herring. Dette prospektet planlegges foreløpig boret i
forbindelse med produksjonsboringen på Bream. Dersom det gjøres et drivverdig funn,
vurderes også en avgrensningsbrønn på Mackerel fra samme borelokalitet. Se Figur 2.6.
Mackerel-funnet er alene ikke stort nok for å bli
bygget ut. Dersom det gjøres drivverdige funn ved
boring av letebrønnen på Herrring, kan
ressursgrunnlaget være stort nok til å en felles
utbygging av disse med tilknytning til Bream FPSO.
Det er foretatt en samordning av eierskapet i PL406
and PL407, og partnerne i de to fellesprosjektene er
blitt enige om å inngå en samordningsavtale for å
gjøre en tilknytning av reservene i PL406 enklere.
Figur 2.6 Lisenser i Bream-området
2.6 Utbyggingsløsning
Valg av utbyggingsløsning
Rammene for konseptvalget er i hovedsak definert av vanndyp, reservoar, antall
produksjons- og injeksjonsbrønner, produksjonsprofil samt manglende tilgang til
omkringliggende infrastruktur. Forskjeller i miljøpåvirkning mellom alternativene som
tilfredsstilte basiskravene til utbyggingen er vurdert å være små og ikke av betydning for
konseptvalget.
Valgt utbyggingsløsning er en undervannsutbygging av Bream-feltet med en Sevan FPSO.
Prosessert olje vil bli lagret i Bream FPSO før eksport via skytteltankere. Det er ikke nok
gass i feltet til å forsvare en eksportløsning, og de begrensede gassmengdene vil bli brukt
som brensel. En illustrasjon av den planlagte utbyggingsløsningen er vist i .
Basert på analyser som er gjennomført og evalueringen av vesentlige miljøaspekter, ble
det identifisert tre designaspekter hvor det ble gjennomført en mer detaljert BAT-vurdering.
Dette gjelder kraftgenerering, håndtering av nmVOC og produsert vann. Forhold knyttet til
disse temaene beskrives nærmere nedenfor.
Nærmere om Sevan FPSO (Floating Production, Storage and Offloading)
Sevan Marines design (Sevan 650) har sirkulær form og består av et stålskrog med intern
lagerkapasitet (Figur 2.8). På norsk sokkel ble dette designet første gang valgt i forbindelse
med utbygging av Goliat-feltet i Barentshavet, men designet er benyttet i utbygginger til
Page 15
Figur 2.7 Illustrasjon av planlagt utbygging av Bream.
Figur 2.8 Illustrasjon av Bream Sevan FPSO.
Page 16
havs i bl a i Storbritannia og Brasil. FPSO'en har en lagerkapasiteten i overkant av 600
000 fat. Premier Oil har erfaring med drift av Sevan FPSO fra britisk sokkel.
Ytre diameter på stålunderstellet er 82 m, mens dekksanlegget er 91 m bredt. Bygging av
understell og dekksanlegg ventes i hovedsak å skje utenlands. Designet har god stabilitet
under røffe værforhold, og det er også lagt opp til spesiell beskyttelse av dekksområdene
med tanke på arbeidsmiljøforhold og sikkerhet. Det er foreslått bruk av 12 ankere for å
holde innretningen i posisjon. Lengden på ankerkjettingene vil være opptil 1600 m.
Brønnstrømmen vil produseres gjennom havbunnsrammene og transporteres gjennom
rørledninger og stigerør til FPSO'en. Her går brønnstrømmen gjennom en varmeenhet for å
oppnå ønsket temperatur og deretter til en innløpsseparator. Trykket reduseres slik at
gassen skilles ut og brønnstrømmen føres inn i lavtrykksseparatoren. Stabilisert råolje
sendes deretter til oljelagertankene i skroget.
Havbunnsinnretninger
Utbyggingen er planlagt med fire produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn sentralt
ved produksjonsinnretningen på Bream. Disse brønnene vil bli lokalisert innenfor
sikkerhetssonen rundt FPSO'en. Brønnene vil bli knyttet opp mot en havbunnsmanifold
lokalisert ca 50 meter fra brønnrammene. Videre er havbunnsmanifolden knyttet opp til
FPSO'en via fire fleksible dynamiske stigerør og to dynamiske kontrollkabler. En ytterligere
vanninjeksjonsbrønn vil bli lokalisert ca 2,8 km sør for feltsenteret, kalt Bream Sør. Denne
knyttes opp med en 8'' rørledning og en kontrollkabel fra havbunnsmanifolden ved Breamsenteret.
Rørledning og kontrollkabler lokalisert utenfor sikkerhetssonen med radius 500 meter rundt
FPSO vil bli tildekket med stein og beskyttet mot fiskeriaktiviteter. Den
havbunnskartleggingen som ble gjennomført sommeren 2014 viser at hard havbunn langs
traséen til Bream Sør vanskeliggjør grøfting med pløying og tilbakefylling (Gardline 2014).
Strukturer og oppkoblingsrørsløyfer lokalisert utenfor sikkerhetssonen vil bli designet for å
motstå fiskeriaktiviteter. Stigerør, strukturer og oppkoblingssløyfer lokalisert innenfor
FPSO'ens sikkerhetssone vil kun bli beskyttet mot fallende gjenstander.
Et system for lekkasjedeteksjon vil bli installert på alle brønnhoder ("juletrær") og på
produksjonsmanifold. Deteksjonssensorer vil bli plassert i taket av strukturene, slik at
enhver oljelekkasje skal oppdages. Deteksjonssystemet er koblet til kontrollsystemene, og
vil automatisk utløse en alarm i FPSO'ens kontrollrom når hydrokarboner er påvist. Det
foreslåtte systemet benyttes bl. a. på Skarv-feltet i Norskehavet. For påvisning av
oljelekkasjer på havflaten vil det bli benyttet visuell inspeksjon, radar, kameraer og
satellittovervåking.
Umiddelbart etter installasjon blir rørene fylt med filtrert sjøvann som tilsettes noe biocid for
å hindre bakteriedannelser og begroing. Før oppstart drives vannet opp på FPSO og
slippes til sjø.
Boring
Boreaktiviteten på Bream planlegges gjennomført i en 12 måneders periode. Det er
foreløpig ikke tatt stilling til om brønnene skal bores med oppjekkbar eller flytende borerigg.
Page 17
Boring av topphullene (36" og 26") vil skje med sjøvann og vannbaserte borevæsker. De
øvrige (dypere) seksjonene bores med oljebasert borevæske (OBM). Det er nødvendig å
bruke OBM for å sikre god brønnstabilitet i brønnbanen og god leirinhibering (dvs. unngå
kjemisk reaksjon mellom leirskifer og borevæske), pga stor vinkel i brønnbanene. Bruk av
OBM sikrer gode styreegenskaper for å treffe de planlagte målene for brønnene. Oljebasert
borevæske er vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen.
Kaksmengder og forbruk av borevæske er omhandlet i kapittel 5.2.
Behandlingen av produsert vann
Produsert vann på Bream planlegges reinjisert. Produsert vann fra reservoaret vil bli
separert fra brønnstrømmen i førstetrinnsseparatoren og i testseparatoren, og senere i
prosessanlegget via en elektrostatisk coalescer (væskeutskiller). Det produserte vannet
føres deretter gjennom et rensesystem før det reinjiseres i reservoaret som trykkstøtte. For å
sikre tilstrekkelige mengder vann til injisering, suppleres det produserte vannet nedstrøms
fra renseanlegget med sjøvann før reinjeksjon. Sjøvann renses også før injisering.
Rensesystemet for produsert vann vil bestå av hydrosykloner og en kompakt
flotasjonsenhet (CFU). Dette systemet forventes å redusere olje-i-vann nivået til 15 ppm
eller mindre, godt under myndighetskravet på maksimalt 30 ppm olje i vann. Denne
metoden for vannrensing benyttes på mange innretninger, og det er gode erfaringer med
drift av slike anlegg både i Norge og på verdensbasis. Kapasiteten av rensesystemet vil
være 10 000 Sm3/dag, som vil dekke behovet på Bream-feltet.
To Gas
Compression
Wellstream
To Gas
Compression
2nd Stage
Separator
1st Stage
Separator
Hydrocyclones
To Gas
Compression
Wellstream
Possible
connection later
in field life
Electrostatic
Coalescer
Oil to
storage
Low volume
V-504
Test
Separator
Hydrocyclones
To LP Flare
recovery
system
V-504
Degassing
Tank
Seawater
Seawater
De-Aeration
FIC
Water
Injection
Discharge
to Sea
Compact flotation units
Compact Flotation Units
Figur 2.9 Skisse av system for rensing av produsert vann
Injeksjonssystemet planlegges med høy driftsregularitet, med minimum 95% som
designkriterium. Ved driftsforstyrrelser eller vedlikehold på injeksjonssystemet, vil produsert
vann bli sluppet til sjø etter rensing. Det valgte systemet vurderes som den beste
tilgjengelige teknikk (BAT) for rensing av produsert vann.
Page 18
Gass
Utvunnet gass fra feltet vil bli benyttet som brenngass ved kraftgenereringen på FPSO. De
to første driftsårene vil det være et gassoverskudd og denne gassen vil bli reinjisert i feltet.
Reinjisert gass vil ikke kunne gjenvinnes senere i driftsperioden. Etter hvert som
gassproduksjonen avtar vil gass bli erstattet med flytende drivstoff (diesel) i
kraftproduksjonen.
Fakkelsystem
Fakkelsystemet vil bestå av et høytrykkssystem, et lavtrykkssystem og et atmosfærisk
ventilasjonssystem. Fakkelsystemet vil være lukket, og gass vil gjenvinnes ved hjelp av
rekompresjon ved normal drift. Fakkelanlegget vil gjenvinne avgassing fra diffuse utslipp og
fra produsertvannanlegget. I korte perioder vil det kunne være avbrenning av gass, dette
gjelder ved nødavstengning/trykkavlastning.
Gjenvinning av nmVOC
Det er satt spesifikke krav for utslippsreduksjon fra lagring og lasting av olje på norsk
sokkel med tilhørende prosess for utvikling og implementering av utslippsreduserende
teknologi. For å unngå utslipp av nmVOC ved kaldventilering av gasser og ved lagring av
olje på FPSO vil det bli installert VOC-gjenvinningssystemer. Endelig beslutning om valg av
teknologi er ikke tatt. De alternative gjenvinningssystemer som har vært vurdert er:
Gjenvinning basert på absorpsjonssystem. Prinsippet for denne teknologien er at VOC
blir absorbert i råolje under trykk og deretter sendt til lagertankene.
Gjenvinning basert på adsorpsjonsystem. Hovedprinsippet for et adsorpsjonssystem er
at VOC bindes til aktivt kull i en dedikert kolonne. Gjenvunnet VOC frigjøres deretter fra
kullet under vakuum og renses ytterligere i en absopsjonskolonne før gjenvunnet VOC
sendes til lagertankene.
Gjenvinning basert på kondensering. Denne teknologien er basert på at VOC kjøles
kraftig ned (ca. -35o C) slik at den blir til væske og sendes til lagertankene.
To av disse teknologiene for VOC gjenvinning vurderes som aktuelle for Bream. Dette
gjelder alternativene med gjenvinning basert på absorpsjon med membran og alternativet
med gjenvinning basert på kondensering. Begge alternativene har en
gjenvinningseffektivitet på over 90% av nmVOC. Endelig valg av teknologi vil bli avklart før
innlevering av PUD.
I forbindelse med lagring av olje på FPSO vil det være en hydrokarbonatmosfære over
oljelageret for å hindre avdamping av VOC. Hydrokarbonatmosfæren vil bli resirkulert
tilbake til prosessanlegget ved fortrengning av olje og vil ikke bidra til utslipp til luft.
For eksport av olje fra Bream vil det bli benyttet skytteltankere med VOCgjenvinningsutstyr. VOC-gjenvinning på tankere som transporterer olje fra felt på norsk
sokkel er regulert av avtale mellom operatører, transportører og myndigheter, og
gjenvinningstiltak på tankerne er påkrevd. Myndighetenes krav er i dag en utslippsgrense
på 0,45 kg nmVOC per tonn lastet råolje per lastepunkt, uten hensyn til hvilken teknologi
som benyttes. PONAS vil, gjennom å slutte seg til som medlem i VOC-industrisamarbeidet,
sikre at utslippsforpliktelsene for VOC-utslipp oppfylles for Bream.
Per i dag vurderes planlagte renseteknologi som best tilgjengelig teknologi (BAT) mht
gjenvinning av VOC.
Page 19
Behandling av produsert sand
Det forventes ikke produksjon av sand fra reservoaret. Skulle det likevel bli noe
sandproduksjon mot slutten av feltets levetid vil sanden bli samlet opp og transportert til
land.
2.7 Kraftgenerering og kraftforsyning
Kraftgenerering på FPSO med gass- eller dieseldrevne generatorer er hovedkilden til
utslipp til luft av CO2 og NOx på Bream. Det er et uttalt mål å redusere slike utslipp til luft,
både for myndigheter og for PONAS (jf kapittel 2.1).
Kraftbehovet for Bream vil være i størrelsesorden 18 - 22 MW. Vanninjeksjon, og
gasskompresjon til gassløft og -injeksjon er hovedforbrukerne av kraft. Prosessvarme er
også nødvendig flere steder på FPSO'en, og behovet vil variere fra ca 7 MW ved oppstart
til noe lavere senere i feltets levetid. I startfasen når det er lite produsert vann, står
vanninjeksjon for mesteparten av varmebehovet. Dette på grunn av behov for oppvarming
av sjøvann for injeksjon. Eventuell innfasing av Herring og Mackerel vil medføre et
ytterligere kraftbehov på ca 4 MW. Før å oppnå beste mulig kraftløsning, med tanke på
sikkerhet, miljø, og økonomi, har følgende kraftalternativer blitt vurdert / utredet.
Import av elektrisk kraft fra land
Lokal kraftproduksjon med turbiner eller stempelmotor, herunder både dual-fuel (gass
og diesel) og tri-fuel (gass og diesel, med mulighet for også å kunne drives med
egenprodusert råolje)
Kraft fra land
I konseptfasen er det konkludert med at en løsning basert på kraft fra land ikke er en
økonomisk gjennomførbar løsning for Bream, og at kraft derfor skal produseres lokalt på
FPSO. Det er fordi :
Bream-feltets levetid er estimert til 5-8 år. Basert på dette er kostnadene knyttet til
CO2-reduksjon for det beste alternativet for kraft fra land (med bare nødkraft installert
på FPSO) beregnet til 2700 - 1930 NOK/tonn CO2-reduksjon. Dette alternativ har ikke
inkludert behovet for prosessvarme, og krever enten en lokal prosessvarmer (med
utslipp) eller 30 % større kapasitet på kraftkabelen fra land enn det som ligger inne i
beregningene.
FPSO er leiet og har en levetid på 15-20år. For å opprettholde restverdien på denne
etter avsluttet produksjon på Bream, og gjøre den attraktiv for nye brukere, vil en
FPSO uten egen kraftproduksjon trenge en kostbar oppgradering før den kan tas i bruk
på nye felt. En FPSO med begrensede gjenbruksmuligheter uten betydelige
påkostninger, vil øke leieraten for prosjektet vesentlig. Det vil indirekte øker
kostnadene ved kraft fra land ytterligere.
Tekniske løsninger for kraft fra land er kompliserte, og øker risikoen ved prosjektet.
Dette er ikke forenlig med en liten feltutbygging som Bream.
Konklusjonen er basert på en studie av muligheten for kraftforsyning til Bream fra land
(Unitech 2013). Det ble også utført en studie av muligheten for elektrifisering av Bream
FPSO, sammen med en nyutbygging av Yme (Unitech/Add Novatech 2013). Kostnaden
knyttet til kraft fra land til Bream alene ble beregnet til rundt 1,6 milliarder NOK.
Page 20
Det ble utført beregninger for kostnadene knyttet til CO2-reduksjon basert på alternative
nivåer på NOx-avgiften, alternativer for egen kraftproduksjon på innretningen og alternativ
levetid for feltet:
For NOx-avgiften ble det utført beregninger basert på et avgiftsnivå på hhv 50 NOK/kg
NOx og 17,01 NOK/kg NOx (avgiftssats 2013)
Scenario 1 - hovedalternativet. FPSO er fra oppstart utrustet med generatorer som kan
dekke hele kraftbehovet ved eventuelle brudd i strømleveransen fra land. Investeringer
knyttet til kraft fra land fremkommer som en ren merkostnad.
Scenario 2. FPSO er fra oppstart bare utrustet med generatorer som kan levere
nødkraft ved eventuelle brudd i strømleveransen fra land. Dette reduserer
investeringskostnadene knyttet til kraftproduksjon på FPSO, men alternativet medfører
at det ikke er noen muligheter for drift av feltet ved strømbrudd.
Beregningene ble utført for en levetid på hhv 5 år og 12 år for feltet.
På beregningstidspunktet ble kostnader knyttet til CO2-utslipp beregnet til om lag 400
NOK/tonn (avgift og utslippskvote). På grunn av de forholdsvise grove kostnadsestimatene
som ligger til grunn for beregningene, vurderes kostnader knyttet til kraft fra land mindre
enn om lag 500 NOK per tonn CO2-reduksjon å være lønnsomt med kraftproduksjon om
bord. Resultatet fra beregningene sammenfattes i tabell 2.2.
Tabell 2.2 Beregnede kostnader per tonn CO2-reduksjon ved kraft fra land.
(Unitech/Add Novatech 2013)
Avgift
Levetid
Scenario 1
Scenario 2
NOx-avgift = 50 NOK/kg NOx
5 år
12 år
3652 NOK/t
1308 NOK/t
2726 NOK/t
871 NOK/t
NOx-avgift = 17,01 NOK/kg NOx
5 år
12 år
3849 NOK/t
1634 NOK/t
2923 NOK/t
1197 NOK/t
Kraftgenerering lokalt på FPSO
Hovedelementene lagt til grunn for valg av kraftløsning er teknisk løsninger, kostnader over
feltets levetid og utslipp til luft. Det er også et krav at generator skal kunne bruke både gass
og diesel som drivstoff, såkalt dual-fuel. Bream-feltet produserer ikke tilstrekkelig med gass
til å dekke kraftbehovet gjennom feltets hele levetid, og gass må suppleres og etter hvert
erstattes helt med diesel som drivstoff. Etter tre-fire år vil generator måtte drives
utelukkende på diesel.
Import av gass ble evaluert i konseptfasen, med en 50 km lang 4" rørledning tilknyttet
Statpipe som går mellom Kårstø og Draupner-feltet. Denne løsningen ble vurdert å være
for kostbar tatt hensyn til feltets levetid.
Gassturbin
Flere generatorer drevet med gassturbin har vært evaluert både i tidligere og nåværende
fase av prosjektet. Det er en utfordring at dual-fuel lav-NOx (DLE) gassturbiner ikke er
egnet til å drives kontinuerlig på diesel. Erfaringer fra andre operatører i Nordsjøen med
slik kraftløsning er at turbinene kan drives med diesel som eneste drivstoff i korte perioder
(dager/uker), men at de har lav oppetid ved kontinuerlig dieseldrift. Ved nedstenging og
oppstart må det fakles, med økte utslipp til luft som konsekvens. Standard gassturbiner kan
driftes på diesel, men har mye høyere NOx-utslipp. Det pågår en produktutvikling hos
aktuelle leverandører, og i regi av Bream-prosjektet pågår det en evaluering av en
forbedret lav-NOx turbin som muligens kan tilfredstille funksjonskravene til drift.
Page 21
Stempelmotor
Stempelmotorer kan bruke både gass og diesel. For dette alternativet vurderes installering
av fire motorer. Dette er en driftssikker løsning, og eier av FPSO har lang erfaring med drift
av denne type utstyr. Motorene har høy oppetid, og dermed lite behov for fakling som følge
av uforutsette nedstenginger. Denne løsningen er også fleksible mht trinnvis konvertering
fra gass til diesel når gassproduksjonen avtar.
Stempelmotorene har en høyere energieffektivitet enn gassturbiner; 45% mot 35% for de
aktuelle gassturbinene. Dette gir reduserte utslipp av CO2 over feltets levetid. Utslippene
av NOx vil derimot være høyere enn for en lav-NOx gassturbin, men samtidig lavere enn
for en standard gassturbin. Mulighetene for NOx-reduksjon utredes, men foreløpig finnes
ingen kvalifiserte NOx-reduserende løsninger.
Tri-fuel turbin eller motor
Designbasis for Bream er dual-fuel løsning. Ved vurderingen av alternativer for
kraftproduksjonen på FPSO'en er imidlertid også tri-fuel løsninger vurdert, dvs bruk av
gass, diesel eller råolje fra eget reservoar som drivstoff. En tri-fuel løsning framstår som en
økonomisk gunstig løsning med hensyn til driftskostnader. Løsningen reduserer også
behov for transport av diesel fra land. Tri-fuel løsningen er imidlertid en kompliserende
faktor med hensyn på oppfylling av prosjektets BAT-mål og oppfylling av myndighetskrav.
Dette gjelder særlig med hensyn til utslipp av kortlevde klimadrivere som f. eks. sot, jf
Miljødirektoratets rapport M89/2013 (Miljødirektoratet 2013). Valg av en slik løsning vil
kreve videre evaluering og tilleggsstudier mht løsning av de tekniske og operasjonelle
utfordringer. Eventuell bruk av råolje vil ikke være aktuelt før 2020/2021. Dersom de
tekniske og operasjonelle utfordringer løses vil det bli beskrevet i utslippssøknad for feltet.
Valg av løsning for kraftleveranse på FPSO
Foreløpig vurderes både gassturbin og stempelmotor som aktuelle løsninger på Bream
FPSO, og avklarende studier pågår. PONAS' foretrukne BAT-løsning vil bli presentert i
plan for utbygging og drift (PUD) for feltet.
2.8 BAT-vurderinger
I henhold til IPPC-direktivet, EUs direktiv om «Integrated Pollution Prevention and Control»,
stilles det krav til at energien utnyttes effektivt og at beste tilgjengelige teknikker (Best
Available Techniques - BAT) tas i bruk for å forebygge og begrense forurensing. BATvurderinger skal inneholde kost-nytteberegninger. Krav om vurderinger av BAT er nedfelt i
operatørens interne prosedyrer og er således gjennomført og lagt til grunn ved valg av
konsept og teknologi.
Evaluering av BAT og bruk av ALARP-prinsippet (As Low As Reasonable Practical) har
vært en integrert del av prosjekteringsarbeidet for Bream. De viktigste BAT-vurderingene
som er gjennomført for feltet er presentert i tabellen nedenfor.
Page 22
Tabell 2.3: Gjennomførte BAT-tiltak i Bream-prosjektet
Miljøfaktor
Avbøtende tiltak
Energi
Turtallsregulering på tungt roterende utstyr / energioptimalisering under drift.
Varmegjenvinning på hovedstrømgeneratorer.
Kjemikalier
Mht kjemikalier som vil/kan bli sluppet til sjø, vil bare kjemikalier som er kategorisert
som grønne (PLONOR) eller gule bli benyttet.
Utslipp til luft
Valg av drivstoff. Gassdrift så lenge det er tilstrekkelig gass fra feltet. Gradvis
overgang til flytende drivstoff når gassproduksjonen avtar.
Injeksjon av overskuddsgass.
Lukket fakkel.
Installering av VOC gjenvinningsanlegg for å minimere utslipp av metan og nmVOC
under lagring og lasteoperasjoner.
Utslipp til sjø
Rensing av produsert vann ved hydrosykloner og kompakt flotasjonsenhet (CFU).
Injeksjon av produsert vann.
Avfall
Gjenvunnet smøreolje og andre spilloljer vil bli injisert til brønnstrømmen.
Gjenvinningsstasjon for avfall.
2.9 Havbunnsundersøkelser
I følge Aktivitetsforskriften § 51 skal operatøren utføre grunnlagsundersøkelser før all
produksjonsboring. Grunnlagsundersøkelse for området omkring Bream ble gjennomført i
2010 i forbindelse med den regionale miljøovervåkingen av Region III (DNV 2011).
Undersøkelsen viste at sedimentet på Bream hovedsakelig består av sand.
Bunnfaunaindeksene gjenspeiler en sunn uforstyrret havbunn med komplekse
faunasamfunn. Sommeren 2014 er det gjennomført en ytterligere kartlegging omkring
traséene og de planlagte lokasjonene for havbunnsinstallasjonene (Gardline 2014).
Den regelmessige miljøovervåkingen av norsk sokkel er organisert ved at sokkelen er delt i
regioner og alle regioner undersøkes hvert tredje år som et samarbeid mellom
operatørselskap som har prosjekt i utbyggings- eller driftsfase. Operatørene er pålagt å
samarbeide om en slik overvåking. Under utbyggings- og driftsfasen vil Bream-området
inngå i den regionale miljøovervåkningen for Region II med periodisk undersøkelse av
bunnhabitater (sediment og havbunnsfauna) og vannsøylen hvert tredje år.
Det ble ikke gjort noen marinarkeologiske funn eller registrert noen skipsvrak i forbindelse
med undersøkelsen i 2010. Det ble heller ikke gjort noen funn i forbindelse med
kartleggingen i 2014. Dersom det likevel skulle gjøres funn i forbindelse med utbyggingen
vil PONAS ta kontakt med kulturminnemyndighetene (Stavanger Sjøfartsmuseum) for å
avklare videre håndtering.
Page 23
2.10 Norsk avgifts- og klimakvotesystem
Lov 2004-12-17 nr 99: Lov om kvoteplikt og handel med kvoter for utslipp av klimagasser
(klimakvoteloven) har som formål å begrense utslippene av klimagasser på en
kostnadseffektiv måte gjennom et system med kvoteplikt for utslipp av klimagasser og fritt
omsettelige utslippskvoter. Utslipp fra felt i drift, samt utslipp fra mobile rigger som borer
produksjonsbrønner eller som borer på felt i drift, omfattes av kvoteplikten. Produksjonen i
Bream-området vil gi kvotepliktige utslipp av klimagasser, og det vil bli søkt om tillatelse fra
Miljødirektoratet til kvotepliktige utslipp av CO2.
Innen 1. mars vil det bli innrapportert kvotepliktige utslipp for ulike utslippskilder for det
foregående året iht. myndighetenes retningslinjer for rapportering (Miljødirektoratet 2014).
Innen 30. april må bedriften ha skaffet tilveie eventuelle manglende kvoter og ha overført
kvoter tilsvarende sine utslipp til Statens oppgjørskonto i kvoteregisteret.
Alle virksomheter som omfattes av det norske kvotesystemet har fått opprettet en konto i
kvoteregisteret. All omsetning av kvoter i kvotesystemet registreres i dette registeret.
Virksomheter som har redusert sine utslipp, kan selge sitt overskudd av kvoter i markedet.
Kvoteregisteret administreres av Miljødirektoratet.
2.11 Avfallshåndtering
Avfall fra utbygging og drift av Bream-området vil bli håndtert i henhold til gjeldende
retningslinjer. På Bream vil det være behov for å håndtere avfall fra boligkvarter,
prosessdrift og vedlikeholdsaktiviteter på plattformen. Det vil bli utarbeidet en plan for
avfallshåndtering som beskriver avfallstyper, sortering, lagring og håndtering. Det vil bli
utarbeidet separat plan for avfallshåndtering for boreriggen.
2.12 Tidsplan for prosjektet
Prosjektets tidsplan forutsetter endelig valg av utbyggingsløsning og innsendelse av PUD
mot slutten av 2014 eller tidlig 2015. I tidsplanen er det lagt til grunn at Stortinget
godkjenner utbyggingen i vårsesjonen 2015. Større kontrakter og leveranser vil tildeles
straks myndighetene har godkjent utbyggingsplanene.
Tabell 2.4: Foreløpig tidsplan for utbygging av Bream og Mackerel.
Aktivitet
Tidsplan
Godkjenning i Stortinget
Våren 2015
Boring og komplettering
April 2017 - mars 2018
Engineering / fabrikasjon
Desember 2014 - mai 2017
Legging av rørledninger og kabler
April - mai 2018
Installering og tilkoplinger av FPSO
Mai - juni 2018
Produksjonsstart
Juli 2018
Page 24
2.13 Investeringer og driftskostnader
Kostnadene ved utbyggingen av Bream er foreløpig beregnet å ligge i størrelsesorden 11
milliarder NOK på investering, eksklusiv FPSO produksjonsinnretning som er planlagt
levert på en leiekontrakt. Samlede driftskostnader er foreløpig beregnet til 13.9 milliarder
NOK (antatt 6 år driftstid), inklusive leie av FPSO. Kostnadene er angitt i 2014-NOK.
Det vil bli etablert en driftsorganisasjon for Bream-området tilknyttet Premier Oil Norge sitt
hovedkontor i Stavanger. Den tekniske driften av Bream-området planlegges satt bort til en
driftskontraktør som vil besørge offshorebemanning.
2.14 Avvikling av virksomheten
I henhold til § 22 i Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet skal konsekvensutredningen
blant annet vurdere hvordan innretningene vil kunne disponeres ved avslutning av
petroleumsvirksomheten. Havbunnsinnretningene designes for en levetid på omlag 15 år,
mens FPSO'en vil ha en levetid langt utover dette. Det er dermed fleksibilitet for videre
produksjon utover det en i dag har identifisert behov for. Varigheten av
produksjonsperioden vil avhenge av produksjonsutviklingen og økonomien i feltene. På
grunn av kort levetid på Bream-feltet, knyttes det forventninger til at levetiden kan forlenges
gjennom driften av Mackerel og Herring. Detaljerte planer for avvikling vil derfor ikke bli
utarbeidet før to år før feltavvikling.
I henhold til gjeldende regelverk vil innretningene på feltet bli fjernet. For produksjons- og
lagerskipet (FPSO) vil gjenbruk på andre felt bli vurdert, eventuelt etter nødvendig
ombygging. Alle brønner vil bli plugget og etterlatt i henhold til gjeldende regler. I samsvar
med dagens praksis vil rørledninger og kabler som ligger nedgravd i havbunnen bli etterlatt
etter rengjøring. Endene vil bli forsvarlig sikret gjennom nedgraving eller steinfyllinger slik
at de ikke kan forårsake ulemper for fiskeriene i området.
Page 25
3 Influensområde for feltene
Hendelser med størst potensial for miljøkonsekvenser omfatter oljeutblåsning under boring
og produksjon. Ved eventuelle utslipp fra rørledning er det begrensede volumer som kan
slippe ut til sjø sammenlignet med volumene fra utblåsninger. De uhellsutslippene som
skjer relativt sett hyppigere representerer normalt små utslipp; og er hyppigst knyttet til
feilhandlinger og i form av mindre lekkasjer av olje og/eller kjemikalier. Disse utslippene er
normalt små og uten målbare miljøkonsekvenser. Det er ikke gjennomført egne
oljedriftsimuleringer for slike utslipp.
I BG Norges konsekvensutredning for Bream ble det for både utbyggings- og driftsfasen
benyttet rater og varigheter framkommet gjennom studier gjennomført hos Add Wellflow
(Add Wellflow, 2011). Gjennom dette arbeidet framkom vektede verdier for uhellsutslipp til
sjø som vist nedenfor.
Tabell 3.1: Forutsetninger for uhellsutslipp til sjø
Feltutbygging:
Produksjon:
Sjøbunnsutslipp:
1830 Sm3/døgn, med en varighet på 20,0 døgn
Overflateutslipp:
2336 Sm3/døgn, med en varighet på 6,2 døgn.
Sjøbunnsutslipp:
2464 Sm3/døgn, med en varighet på 20,0 døgn
På grunnlag av disse data ble det gjennomført oljedriftsimulering for Bream med
oljedriftmodellen OSCAR OS3D fra SINTEF (Acona 2012a). Simuleringene var basert på
forvitringsegenskapene til Bream-oljen (SINTEF 2011). Det ble gjennomført 600
simuleringer for hvert kvartal.
Mackerel-funnet ble påvist ved leteboring i 1979, og det ble på den tiden ikke gjennomført
forvitringsstudier av oljen. Analyser av oljen i Mackerel viser at komposisjonen er
tilsvarende som Bream og det forventes at også Herring vil ha tilsvarende egenskaper som
Bream-oljen. De reservoarmessige forholdene tilsier også at de forventede utslippsrater for
Mackerel og Herring er tilsvarende eller litt lavere enn beregnet for Bream. De tidligere
gjennomførte oljedriftsimuleringene og miljørisikoanalysen for Bream legges derfor til grunn
for arbeidet med konsekvensutredningen for den foreslåtte utbyggingen av Bream-området.
3.1 Influensområder for uhellutslipp av olje fra Bream-området
I oljedriftberegningene er det definert tre ulike typer influensområder:
Influensområde for olje på sjøoverflaten
Influensområdet til olje på sjøoverflaten består av alle kartruter som har mer olje på
overflaten enn 1 tonn per 10 x 10 km kartrute (10 kilo per km2 / 10 g per dekar), i mer enn 5
% av de 600 enkeltsimuleringene som er gjennomført for hvert kvartal. Denne
grenseverdien representerer den antatt minste mengden olje som gir målbar skade på
sjøfugl og sjøpattedyr i Metode for miljørettet risikoanalyse - MIRA (OLF 2007).
Influensområdene for olje på sjøoverflaten er vist i Figur 3.1. Influensområdet for de minste
oljemengdene (1 - 100 tonn/km2) er store i areal og strekker seg fra utslippspunktet både i
sørøstlig retning, inn i Skagerrak, og nordover langs norskekysten helt nord til Nordland
fylke. For oljemengder over 100 tonn per 10 x 10 km kartrute (1 tonn/km2) er
Page 26
influensområdet mer begrenset, og langs norskekysten er det i hovedsak kyststrekninger
fra Agder til grensen til Hordaland som kan bli berørt. I tillegg ligger også deler av de ytre
kystområdene av nordlig Jylland i Danmark innenfor influensområdet. For oljemengder
over 500 tonn per 10 x 10 km kartrute (5 tonn/km2) er influensområdet begrenset, og
berører ingen kystområder.
Figur 3.1 Beregnede influensområder. Viser olje på sjøoverflaten ved overflateutslipp i andre kvartal
(kvartalet med størst beregnet miljøvirkning) fra en produksjonsbrønn på Bream. Hvert område består av
alle 10 × 10 km kartruter som berøres i mer enn 5% av de 600 enkeltsimuleringene med de oljemengden
som er angitt i figurene. Et enkelt oljesøl vil berøre avgrensede deler av de influensområdene som
presenteres her. Effekter av oljevernberedskapen er ikke tatt hensyn til i spredningsberegningene.
Influensområde for olje i vannkolonnen
Influensområdet for olje i vannkolonnen består av alle 10 x 10 km kartruter som har høyere
oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 375 ppb, i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Denne
grenseverdien representerer den antatt laveste konsentrasjonen av olje som er vurdert
som dødelig for fiskeegg og larver (DNV 2010).
Influensområdene for olje i vannkolonnen har et areal som er mindre enn oppløsningen
valgt for tolkning av resultatene (10 × 10 km rute), og framkommer derfor ikke på kart.
Dette kan skyldes at en stor andel av de vannløselige komponentene er tynnet ut i så store
vannvolumer at konsentrasjonen blir lavere enn grenseverdien som brukes for å definere
Page 27
influensområdet for olje i vannkolonnen. Det kan også skyldes at Bream oljen, har høyt
flytepunkt og få komponenter som løses i vann.
Influensområde for olje akkumulert på land
Influensarealet for akkumulert olje på kystlinjen beregnes ved å summere arealet av alle
kartruter med mer akkumulert olje på land enn 1 tonn per 10 x 10 km kystkartrute, i mer
enn 5 % av enkeltsimuleringene.
Influensområdene for olje akkumulert langs kysten danner et usammenhengende belte fra
Vestfold og opp langs kysten til Sør Trøndelag. Influensområdet er tettest langs kysten av
Rogaland og Hordaland og det er i dette området treffsannsynligheter er høyest. I tillegg til å
kunne gi stranding langs store deler av kysten av Sør-Norge, kan sjøbunnsutslippene også
gi stranding på deler av nordvestkysten av Danmark og også noen steder på vestkysten av
Sverige i 2. kvartal. De største influensområdene for olje langs kysten ble funnet for 2. og
3. kvartal.
Det er viktig å være klar over at arealet til et influensområde ikke er det samme som arealet
til noen av enkeltoljedriftene (oljeflak) i de simuleringene som er gjennomført. Siden de
ulike oljedriftene er simulert for ulike tidsvinduer, med ulike vind- og strømforhold, vil de
kunne variere mye i utstrekning. Influensområdet framkommer som resultatet av alle
enkeltsimuleringene innen en angitt periode. Arealet av influensområdet vil derfor avvike
mye fra arealene som berøres av et oljesøl i de enkelte i simuleringen.
Generelt har influensområdene ved utblåsning under produksjon noe større arealer og
utstrekning enn influensområdene ved utblåsninger under feltutbygging. Det er derfor valgt
og presentert figurer av influensområdene for utblåsninger under produksjon. Effekter av
oljevernberedskapen er ikke tatt hensyn til i spredningsberegningene som er presentert.
3.2 Korteste drivtid og stranding
Strandingsstatistikken for hele kysten viser høy sannsynlighet for stranding (85 - 98%),
relativt lange drivtider (5-persentil: 8,7 - 12,9 døgn; dvs 95% av simuleringene har lengre
drivtid enn dette) og varierende mengder strandet vann-i-olje emulsjon (95-persentil: 1456 13 562 tonn; dvs bare 5% av simuleringen har strandet mengde ut over dette).
Generelt er området Lista - til Nord-Jæren mest utsatt. Her er de beregnede strandede
oljemengdene størst og drivtiden kortest. Det understrekes at det ikke er tatt hensyn til
effekten av oljevernberedskapen i de resultatene som er presentert.
Page 28
4 Miljøforhold, biologiske ressurser og annen
næringsvirksomhet
Dette kapitlet inneholder en beskrivelse av Bream-området og av områdene som kan bli
mest berørt av et uhellsutslipp av olje (influensområdet). I praksis gjelder dette områder i
og langs kysten av Nordsjøen. Kartleggingen og presentasjonen av de biologiske
ressursene er gjort på bakgrunn av temarapporter utarbeidet under arbeidet med
forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak og den sammenfattende rapporten "Faglig
grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport" (Ottersen et al.
2010).
4.1 Oseanografi og meteorologi
Forholdsvis varmt og salt Atlanterhavsvann strømmer inn i Nordsjøen fra Norskehavet i
nord. Hovedinnstrømmingen er langs den vestlige skråningen i Norskerenna.
Innstrømmingen av atlanterhavsvann er topografisk styrt og følger i stor grad den vestlige
delen av Norskerenna, mens kyststrømmen dominerer strømbildet nærmere land.
Kyststrømmen er i stor grad vindstyrt, særlig i overflaten. Den laveste saltholdigheten finner
en i den norske kyststrømmen langs norskekysten (Ottersen et al. 2010). De viktigste
trekkene ved sirkulasjonsmønstre og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak er vist i
Figur 4.1.
Figur 4.1 Sirkulasjonsmønster og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak. De viktigste trekkene ved
sirkulasjonsmønster og dybdeforhold. Røde piler: atlantisk vann. Grønne piler: kystvann. Kilde:
Havforskningsinstituttet
Page 29
Variasjoner i strømbildet har stor effekt på økosystemet i Nordsjøen. Om vinteren er
vertikalblandingen stor i de fleste områdene, slik at det blir liten forskjell i vannmassenes
egenskaper mellom øvre og nedre lag. Om sommeren gjør oppvarmingen i det øvre
vannlaget at det blir et klart temperatursprang på 20-50 m dyp (Ottersen et al. 2010).
Dominerende vindretning om våren og sommerstid er fra nord og nordvest, om høsten og
vinteren fra sørvest (Figur 4.2). Gjennomsnittlig vindhastighet er 7,9 m/s og 7,1 m/s i vår(Q2) og sommersesongen (Q3), og 10,1 m/s og 10,2 m/s i høst- (Q4) og vintersesongen
(Q1). Overflatestrømmene er vindpåvirkede og varierer betydelig.
Figur 4.2 Vindforholdene ved Punkt 1311 (58,3N; 3,9Ø). Punktet ligger om lag 18 kilometer nordvest for
Bream (hindcast data: 1955 - 2008). Øverst 1. kvartal (venstre) og 2. kvartal (høyre). Nederst: 3. kvartal
(venstre) og 4.kvartal (høyre)
Bølgeklimaet viser store variasjoner gjennom året. De største bølgehøyder forekommer
hyppigst i vinter- og høstsesongen med vektet gjennomsnittlig bølgehøyde på hhv. 2,9 m
og 2,7 m. I vår- og sommersesongen er bølgeklimaet roligere og vektet gjennomsnittlig
bølgehøyde er på hhv. 2,0 m og 1,8 m. Bølgehøydene er beregnet å være lavere enn 4
meter i 88 % av tiden på årsbasis og varierer fra 74 % i januar til 98 % i juli og august.
Maksimal bølgehøyde i området er angitt til 12,7 meter (1955 - 2008).
Page 30
4.2 Bunnforhold
I løpet av de siste 25 årene har det foregått en omfattende leting og produksjon av olje og
gass på den norske kontinentalsokkelen. Miljøovervåkningsprogrammer med sikte på å
fastslå størrelse og geografisk omfang av miljøpåvirkningen fra offshoreindustrien har vært
pålagt siden 1970. Før 1996 ble en feltspesifikk tilnærming benyttet. Hvert oljefelt ble
kartlagt og evaluert uavhengig av andre felt i området. Den regionale metoden som ble
vedtatt i 1996, innebærer fremdeles at det tas sedimentprøver fra området rundt hver
installasjon, men i tillegg vektlegges regionale forhold. En oversikt over
overvåkningsregionene er vist i Figur 4.3. Bream-området ligger helt sør i
overvåkingsregion II (Sleipner).
Figur 4.3 Inndelingen i overvåkingsregioner
Arealer med påvirket bunnfauna har blitt stadig mindre siden 1996 etter forbudet mot
utslipp av oljebaserte borevæsker. Faunaprøver fra stasjoner som ligger 250 - 500 m fra
installasjonene kan være påvirket i negativ retning, men lenger ut enn 500 meter er
påvirkningen på bunnfauna lite merkbar (Forskningsrådet 2012). Årlige variasjoner i
faunastruktur blir hele tiden observert og kan være et resultat av endringer i
petroleumsaktiviteten, men også av naturlig variasjon i rekruttering, dødelighet osv. Faktisk
virker det som om naturlige gradienter - som dybde, kornstørrelse på sedimentet, totalt
organisk materiale m.fl - er viktigere i bestemmelsen av bunnfaunaens struktur i flere
regioner enn selve petroleumsinstallasjonene (Ottersen et al. 2010).
Page 31
Den siste miljøovervåking- og grunnlagsundersøkelsen for Region II ble gjennomført i
2012. Det ble ikke påvist negative effekter på bunnfaunaen på noen av de feltene som ble
undersøkt (DNV 2013). Bunnforholdene omkring Bream ble kartlagt gjennom en
grunnlagsundersøkelse i 2010 (DNV 2011). Undersøkelsen konkluderte med en sunn
havbunn med et komplekst bunndyrssamfunn i Bream-området. Sommeren 2014 er det
gjennomført en ytterligere kartlegging omkring traséene og de planlagte lokasjonene for
havbunnsinstallasjonene som bekrefter dette inntrykket (Gardline 2014).
4.3 Plankton
Plankton er en fellesnevner på ulike typer organismer som lever i frie vannmasser og som
har liten eller ingen egen svømmeevne. Planktonforekomstene er generelt lite sårbare for
oljeforurensning pga vid og vekslende utbredelse, korte generasjonstider, og rask
innvandring fra upåvirkete områder. Effekter på planktonsamfunnene vil derfor være lokalt
begrenset og av forbigående karakter, selv om et utslipp skjer i oppblomstringsperiodene
når produksjonen er størst (RKU Nordsjøen, 1999).
4.4 Koraller og andre verdifulle bunnressurser
Der er rike forekomster av korallrev av kaldtvannskorallen Lophelia pertusa på
kontinentalskråningen langs store deler av Norskekysten. Det er imidlertid ikke rapportert
om forekomster av koraller på bankområdene i Nordsjøen. Det er heller ikke rapportert om
andre verdifulle bunnressurser i området (Havforskningsinstituttet 2012a). Dette ble for
øvrig bekreftet gjennom den grunnlagsundersøkelsen som ble gjennomført ved Bream i
2010 (DNV 2011), og kartlegging omkring traséene og de planlagte lokasjonene for
havbunnsinstallasjonene sommeren 2014 (Gardline 2014).
4.5 Fiskeressurser
Bestander og utbredelse av fiskearter
De viktigste pelagiske fiskene i Nordsjøen er sild og kolmule, som befinner seg i Nordsjøen
hele året. Makrell og hestemakrell er i hovedsak også til stede hele året. Sild er en
nøkkelart med stor utbredelse i Nordsjøen. Nordsjøsilda er høstgyter. De viktigste
gytefeltene for sild finnes i britisk del av Nordsjøen fra Shetland og sørover langs østkysten
av Storbritannia. Eggene legges på bunnen og når larvene klekkes samles de i
overflatevannet og driver passivt med vannmassene syd og østover i Nordsjøen hvor en
stor del har oppvekstområde.
De dominerende torskefiskene er torsk, hyse, sei, hvitting og øyepål (Ottersen et al., 2010,
Havforskningsinstituttet 2014). Disse artene har pelagiske egg og er dermed uavhengige
av bunnsubstratet når de gyter. Istedenfor er vannmasser og temperatur viktig for
bestemmelse av gyteområde.
Tobis og øyepål er viktige arter i Nordsjøen både som fiskeressurs, men også i form av å
være byttedyr for en rekke større fiskearter og fugl. Tobisen ligger i en form for dvale om
vinteren i områder med egnet sandbunn. Den er imidlertid vintergyter og må derfor ut av
sanden for å gyte. Dette skjer i perioden rundt årsskiftet. Bestandsstørrelse og
bestandsutviklingen til disse artene samt forholdene i deres nøkkelhabitater, er av stor
betydning for tilstanden til hele økosystemet.
Page 32
Makrell gyter over hele Nordsjøen, og de mest konsentrerte gyteområdene har forflyttet
seg over tid. Makrellen gyter eggene i overflaten. Eggene har god oppdrift, og i godt vær
finnes de helt i overflatelaget. I Nordsjøen gyter makrellen fra midten av mai til ut juli, med
topp gyting i midten av juni, jf Tabell 4.1 (Havforskningsinstituttet, 2014). Bream er
lokalisert langt øst for de konsentrerte gyteområdene for makrell.
Tabell 4.1 presenterer periodene med fiskeegg (gyteperiodene) og -larver for viktige arter i
Nordsjøen. For øvrige arter er gytefeltene mer spredte. Gyteproduktene er også spredt i
tid og rom slik at akutt oljeutslipp i liten grad har mulighet til å påvirke bestandsstørrelsen.
Tabell 4.1 Sesonger med fiskeegg (E) og fiskelarver (L). Sesonger for de kommersielt viktigste
artene i Nordsjøen (Havforskningsinstituttet, 2014)
Art
Tobis
Jan.
Feb.
Mar.
Apr.
E
E/L
L
L
Mai
Jun.
E/L
E/L
Aug.
Sep.
Okt.
Nov.
Des.
E
Sild
Sei
Jul.
E
E
E/L
L
E/L
E/L
L
Makrell
E
Torsk
E
E/L
E/L
E/L
Øyepål
E
E/L
E/L
E/L
E/L
E/L
Sårbarhet overfor oljesøl
For at et oljeutslipp skal kunne påvirke fiskeressursene må noen betingelser være oppfylt:
Det viktigste er at forurensningen blandes ned i vannet og gjøres tilgjengelig i de
vannmassene organismene befinner seg.
Forurensningskomponentene må være til stede i en konsentrasjon som gir effekter på
de aktuelle organismene.
Sammenfall mellom en forurensning i tilstrekkelig konsentrasjon og den aktuelle
organisme må vare lenge nok til at forurensningen får virke på organismen.
En fiskebestand er i de fleste tilfeller mest sårbar i noen kritiske stadier knyttet til de første
utviklingstrinn fra egg til fiskelarve. Når fiskeyngel har nådd en viss størrelse, antas det at
den av egen kraft kan unngå en forurenset vannmasse. Eksperimentelt er det vist at det er
vesentlige forskjeller på reaksjonsterskel hos de forkjellige fiskeartene med hensyn på
hvilke konsentrasjoner av den vannløselige fasen av olje som gir effekter.
Mht fiskeressursene er det arter som er knyttet til spesielle avgrensede lokaliteter i hele
eller deler av livssyklusen som er spesielt sårbare ift petroleumsvirksomhet. I Nordsjøen er
det spesielt tobis, makrell og sild som utpeker seg på denne måten ved at de gyter i
avgrensede områder av Nordsjøen. For nordsjøsild ligger gytefeltene spredt på østkysten
av Storbritannia. I arbeidet med forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak ble
gyteområdene for tobis og makrell definert som særlig verdifulle områder. De mest
konsentrerte gytefeltene for disse artene er vist i Figur 4.10, der områdene 10 og 11 angir
gytefelt for tobis og område 12 angir gytefelt for makrell.
Storparten av de viktige gyteområdene for tobis er lokalisert sør i Nordsjøen. Det
nordøstligste tobisfeltet i sørlig del av NØS ("Nordjyden") ligger innenfor blokkene 17/10 og
Page 33
Figur 4.4 Viktige tobisområder i sørlig del av Nordsjøen. Avgrensningen av tobisområdene er hentet fra
forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak, jf Meld. St. 37 (2012-2013)
17/11. Tobis er meget stedbundet. Tobiseggene avsettes i sanden på havbunn, mens de
nyklekte eggene flyter fritt i vannet. Flere av de avgrensede gytefeltene for tobis ligger
innenfor influensområdet for et uhellsutslipp av olje fra Bream. Korteste avstand fra Bream
til nærmeste tobisområde er om lag 20 kilometer. Se Figur 4.4.
4.6 Sjøfugl
Utbredelse og forekomst av sjøfugl i Nordsjøen er beskrevet i underlagsrapport til Regional
konsekvensutredning for Nordsjøen (Huse et al., 2006) og i arealrapporten til
Forvaltningsplan for Nordsjøen (Ottersen et al., 2010). Særlig verdifulle områder (SVO) for
sjøfugl er behandlet i Systad et al. (2007). Det pågående forsknings- og
overvåkingsprogrammet SEAPOP (www.seapop.no) bidrar i betydelig grad til å øke
kunnskapen om sjøfugl i disse områdene.
Bestander og utbredelse av sjøfugl
Nordsjøen og Skagerrak er viktige områder for mange sjøfuglbestander og det hekker
anslagsvis totalt 133 000 par i Nordsjøen og 101 000 par i Skagerrak (Gasbjerg et al.,
2011). Sammenlignet med Norskehavet og Barentshavet har Nordsjøen betydelig færre
hekkende sjøfugler. Mindre enn 5% av alle norske sjøfugler hekker ved Nordsjøen. Men
selv om antall sjøfugler er mange ganger høyere lengre nord, er antall arter større i
Nordsjøen.
Sjøfuglbestandene i Nordsjøen er i stor grad et resultat av høy primær- og
sekundærproduksjon av plante- og dyreplankton, samt store bestander av små, pelagiske
fiskearter som sild, brisling og tobis. Næringsvalget spenner over et vidt spekter av arter,
og variasjonen kan være stor både gjennom året, mellom år og mellom regioner.
Page 34
De ulike sjøfuglartene er tilpasset livet i de marine økosystemene iht deres fysiologiske
særtrekk, fødevalg og utbredelse. Med bakgrunn i bl.a. hvordan sjøfuglene utnytter de
marine habitatene for å skaffe seg næring i hekketiden, kan man plassere de ulike
sjøfuglartene i økologiske grupper.
Tabell 4.2 De viktigste sjøfuglartene og arter med periodevis tilsvarende adferd. Arter i Nordsjøen og
Skagerrak inndelt i økologiske grupper i henhold til deres næringssøksadferd i hekketiden.
Indikatorarter i utredningsarbeidet for forvaltningsplan for Nordsjøen er uthevet (Gasbjerg et al.,
2011). Tabellen angir arter som står på norsk rødliste (CR: kritisk truet; EN: sterkt truet; VU: sårbar;
NT: nær truet) (Artsdatabanken, 2010)
Pelagisk dykkende Pelagisk overKystbundne dykkende
flatebeitende
Fiskespisende
Bentisk beitende
Lomvi (CR)
Havhest (NT)
Smålom
Ærfugl
Storlom (NT)
Alke (VU)
Havsvale
Havelle Svartand
Islom
Alkekonge
Stormsvale (NT)
(NT)
Horndykker
Lunde (VU)
Havsule
Sjøorre (NT)
Gråstrupedykker
Toppand
Storjo 1)
Storskarv
Bergand (VU)
Tyvjo (NT) 1)
Toppskarv
Kvinand
Krykkje (EN)
Laksand
Siland
Kystbundne overflatebeitende
Hettemåke (NT)
Fiskemåke (NT)
Sildemåke
Gråmåke
Svartbak
Makrellterne (VU) 2)
Rødnebbterne 2)
1) Bare delvis pelagisk, beiter også regelmessig kystnært. 2) Kan periodevis beite pelagisk.
Bestandsestimater for hekkende sjøfugl i Nordsjøen er gitt i Tabell 4.3 (Barrett et al., 2006).
Resultater for det nasjonale overvåkningsprogrammet for sjøfugl viser at mange av
sjøfuglpopulasjonene i Norge inkludert Nordsjøen har negativ bestandsutvikling (SEAPOP,
2013). Nedgangen i hekkebestandene på Vestlandet skyldes sannsynligvis liten tilgang på
de pelagiske fiskeslagene tobis (og brisling).
Tabell 4.3 Bestandsestimater for hekkende sjøfugl i Nordsjøen i 2005. Antall hekkende par (Barrett et
al., 2006)
Økologisk
gruppe
Pelagiske dykkere
Pelagiske
overflatebeitende
Kystbundne
dykkende
Kystbundne
overflatebeitende
Art
Nordsjøen
Skagerrak
Lunde
Alke
Lomvi
Krykkje
Havhest
Havsule
Ærfugl
Toppskarv
Teist
Storskarv
Fiskemåke
Gråmåke
Sildemåke
Svartbak
Rødnebbterne
Makrellterne
Storjo
14,000
300
150
6,000
1,500
0
40,000
5,000
350
0
35,000
13,000
8,000
6,000
5,000
4,000
5
0
0
0
0
20
0
15,000
0
30
800
20,000
20,000
40,000
2,500
100
3,000
0
Andel av Norges totale bestand
pelagisk gruppe
art
1%
11%
1%
~0
1%
6%
~0
0
26%
34%
21%
1%
100%
37%
50%
14%
98%
16%
11%
64%
1%
Sjøfuglenes utbredelse er svært dynamisk gjennom året, og varierer også mellom år.
Koblingen til variasjonen i viktige næringsemner som pelagiske fisk, og til habitater som
store gruntvannsområder, er av de viktigste faktorene i denne sammenhengen. Sjøfugl har
relativt stor aksjonsradius også i hekketiden, spesielt de pelagisk beitende artene som
dekker store havområder på sine næringssøk.
Page 35
Utbredelsen til viktige hekkebestander av sjøfugl i Nordsjøen er vist i Figur 4.5. De viktigste
områdene ved kysten av Nordsjøen (Rogaland og Agder-fylkene) er
Listaområdet i Agder og Rogaland er viktig for kystbundne dykkende arter.
Jærkysten og Karmøyfeltet i Rogaland er også viktige områder for kystbundne
dykkende arter.
Karmøyfeltet er viktig hekkeplass for pelagisk dykkende sjøfugl
Når det gjelder utbredelsen til pelagiske sjøfuglbestander i Nordsjøen så er det tilgjengelige
datagrunnlaget noe dårlig. Generelt er havområdene over kontinentalskråningen spesielt
produktive og viktige for de mest pelagiske artene som havhest, krykkje og lunde, som alle
har internasjonal verneverdi. Alkefuglene myter i åpent hav etter hekkesesongen, og vil i
denne perioden (45-50 dager) være ekstra sårbare.
Figur 4.5 Leveområder for sjøfugl i hekketiden. Venstre: Svært viktige (rød), viktige (oransje) og nokså
viktige (gule) leveområder for sjøfugl i hekketiden. Kartet markerer buffersoner rundt de viktige
hekkelokalitetene (Systad, 2012 ikke publisert). Midten: Viktige overvintringsområder (Olf, 2006), og høyre:
myteområder (Ambio Miljørådgivning, 2006) for sjøfugl langs Norskekysten
Geografisk og sesongmessig fordeling av sjøfugl på havet i sommersesongen (1.april - 31.
juli) og høstsesongen (1. august - 31. oktober) er vist i Figur 4.6 og Figur 4.7 (Fauchald,
2011). Rapporten oppsummerer åpent hav arbeidet i SEAPOP fra 2005 til 2011.
Studier fra norske farvann viser at sjøfugl definitivt er aggregert i flokker, men i norske
havområder er imidlertid disse ansamlingene ofte flyktige, og varierer i plassering mellom
år. Med unntak av områdene nært de store sjøfuglkoloniene, detekterer ikke analysene
noen velavgrensede og forutsigbare "hot-spots" for sjøfugl i norske havområder. Artene er
fordelt i ulike områder, og ingen områder peker seg distinkt ut (Fauchald, 2011). Analysene
viser også at antall sjøfugl som oppholder seg i et havområde varierer svært mye mellom
år. Dette gjelder i Nordsjøen i alle de undersøkte sesonger og for alle arter.
Sjøfugl regnes blant de biologiske ressursene som på bestandsnivå er mest sårbare for
oljesøl. Fugler er sårbare for både direkte og indirekte effekter ved oljesøl. Tilsølte fjær
taper den isolerende effekten og når sjøvannet kommer i kontakt med huden fryser fuglene
Page 36
i hjel (DNV, 2011). I tillegg vil tilsølte individer lett bli forgiftet gjennom pussing av
fjærdrakten og ved å spise oljeforurenset bytte. Forskjellen i bruk av habitat, og hvor og på
hvilken måte de skaffer seg næring, gjør at de forskjellige artene har ulik sårbarhet i forhold
til trusselfaktoren oljesøl. Tabell 4.4 viser en sårbarhetstabell for sjøfugl i forhold til
oljeforurensning i marine områder.
Tabell 4.4 Sårbarhetstabell for sjøfugl ved oljeforurensning i marine områder. (Anker-Nilssen 1994)
Økologisk gruppe
Sommerområde for
Vinterområde
hekking
næringssøk
hvile
myting
Pelagisk dykkende sjøfugl
Høy
Høy
Høy
Høy
Høy
Pelagisk overflatebeitende sjøfugl
Lav
Middels
Lav
-
Middels
Kystbundne dykkende sjøfugl
Høy
Høy
Høy
Høy
Høy
Middels
Lav
Lav
Middels
Lav
Kystbundne overflatebeitende sjøfugl
Lunde (Fratercula arctica) (PD)
Alke (Alca torda) (PD)
Lomvi (Uria aalge) (PD)
Havhest (Fulmarus glacialis) (PO)
Krykkje (Rissa tridactyla) (PO)
Havsule (Morus bassanus) (PO)
Gråmåke (Larus argentatus) (KO)
Svartbak (Larus marinus) (KO)
Fiskemåke (Larus canus) (KO)
Figur 4.6 Fordeling av viktige sjøfuglarter i sommersesongen; 1. april - 31. juli. PD: pelagisk dykkende
arter; PO: pelagisk overflatebeitende arter; KO: kystnære overflatebeitende arter (Fauchald, 2011)
Page 37
Lunde (Fratercula arctica) (PD)
Alke (Alca torda) (PD)
Lomvi (Uria aalge) (PD)
Havhest (Fulmarus glacialis) (PO)
Krykkje (Rissa tridactyla) (PO)
Havsule (Morus bassanus) (PO)
Gråmåke (Larus argentatus) (KO)
Svartbak (Larus marinus) (KO)
Fiskemåke (Larus canus) (KO)
Figur 4.7 Fordeling av sjøfuglarter i høstsesongen, 1. august - 31. oktober. PD: pelagisk dykkende
arter; PO: pelagisk overflatebeitende arter; KO: kystnære overflatebeitende arter (Fauchald, 2011)
Dykkende arter er særlig sårbare for oljeforurensning fordi de tilbringer mesteparten av
tiden svømmende på havoverflaten for næringssøk, hvile, fjærstell, kurtise. I myteperioden
(juli - medio september) etter avsluttet hekking er ender og de fleste alkefugler noen uker
ikke flygedyktige og da følgelig ekstra sårbare.
Generelt viser Fauchalds studie (2011) at i området rundt Bream og Mackerel er det lav
tetthet av pelagisk dykkende sjøfugl som er den økologiske gruppen som er mest sårbar
for oljesøl.
Page 38
4.7 Sjøpattedyr
Bestander og utbredelse av sjøpattedyr
Flere arter sel og hval forekommer i Nordsjøen, men kun et fåtall opptrer regelmessig i
området. Niser, springere og vågehval er de vanligste hvalartene i havområdet og opptrer
regelmessig i området. Kystselene havert og steinkobbe er vanlige i stort sett hele
Nordsjøen.
Hvaler (nise, springere, vågehvaler)
Nisen forekommer over hele Nordsjøen, og bestanden er anslått å være på ca 350 000
individer (Havforskningsinstituttet, 2010). Kvitnos og kvitskjeving (springere) finnes også i
hele Nordsjøen og det er estimert at ca. 20 000 individer av de to artene lever i
havområdet. Kvitnos er den absolutt vanligste av de to, og arten observeres oftest i den
vestlige delen av Nordsjøen (Huse et al., 2006). Utbredelse av nise, springere og vågehval i
Nordsjøen er vist i Figur 4.8.
De store bardehvalene trekker til kalde farvann for å beite om sommeren. Vågehvalen
forekommer regelmessig i Nordsjøen i sommersesongen, og finnes først og fremst i
tilknytning til bankene i de nordlige og vestlige delene av havområdet (Ottersen et al.,
2010). Seihval, spermhval, spekkhugger og grindhval er andre hvalarter som har tilhørighet
til Nordsjøen, uten at de finnes der i store antall.
Figur 4.8 Utbredelse av hvalartene nise, springere og vågehval i Nordsjøen.
(Havforskningsinstituttet, 2013)
Page 39
Figur 4.9 Utbredelse av steinkobbe (venstre) og havert (høyre).
Mørk grønn farge indikerer områder med faste kolonier (Havforskningsinstituttet, 2013).
Sel (steinkobbe, havert)
Steinkobbe og havert er vanlige selarter i Nordsjøen. Begge artene er forholdsvis
stasjonære og forekommer hovedsakelig i kystnære områder hvor de i kasteog
hårfellingsperiodene tilbringer mye tid på land. Nyfødte unger er sårbare for oljesøl, særlig
havertunger som fødes med fosterpels.
Steinkobbebestanden i Norge er beregnet å være vel 7000 dyr (2010-2013), og av denne
holder ca 1000 dyr til sør for Stadt (Ottersen et al., 2010). Steinkobbe har en rekke kasteog hårfellingsplasser langs kysten av Nordsjøen, med størst tetthet langs Mørekysten (se
Figur 4.9). I Rogaland er det Boknafjorden og Kvitsøy som er det viktigste område for
arten. Det er ingen kastelokaliteter langs sørlandskysten. Ungene kastes i juni-juli, og
dieperioden varer 3-4 uker. Ungene er sårbare for oljeforurensning i denne perioden.
Hårfellings- og parringsperiode finner sted i august-september, etter at ungene er avvendt.
Bestanden av havert er på landsbasis estimert til å være rundt 8700 dyr (inkl. unger)
(Havforskningsinstituttet, 2013). Total ungeproduksjon (2006-2008) er 1200-1300 dyr.
Haverten forekommer i kolonier langs hele norskekysten. Hoveddelen av den norske
havertbestanden befinner seg nord for Stad. Haverten har ikke kjente kasteplasser mellom
Froan i Sør-Trøndelag og Rogaland. Kjør i Rogaland er den sørligste kjente
kastelokaliteten for havert.
Page 40
I Rogaland føder haverten unger på værharde øyer og holmer i perioden november desember. Pelsen felles først i februar - april. Under hårfellingsperioden og kasteperioden
samler haverten seg i store kolonier. Utenom kastetiden kan arten være spredt langs
kysten på næringssøk, og utbredelsen fra flere kolonier kan overlappe.
Streifdyr fra de store havertkoloniene langs kysten av Storbritannia påtreffes langs hele
norskekysten. Utbredelsen av havert er vist i Figur 4.9.
Oter
Oter er semiakvatisk, men tilbringer det meste av tiden på land. De tetteste og største
oterbestandene i Norge finnes ytterst i skjærgården fra Nord-Møre og nordover med totalt
10-15 000 individer (Olf, 2006). Kystbestanden av oter er liten i mesteparten av Hordaland
og i Rogaland nord for Boknafjorden, og arten forekommer kun svært spredt i SørøstNorge.
Hval er på populasjonsnivå ikke regnet for å være sårbare for petroleumsvirksomhet.
Sel er sårbare i forhold til inhalering og fordøyelse av olje. På populasjonsnivå er sel
sårbare i parrings-, kasteog hårfellingsperioder da selene samles i tette konsentrasjoner.
Havert er mest sårbar i periodene november - desember og februar - april, mens
steinkobben er mest sårbar i perioden juni - september. Spesielt er unger og juvenile
sårbare for olje som driver i land på kasteog hårfellingsområdene. Steinkobbe har status
som sårbar (VU). Havert ble tatt ut av norsk rødliste i 2010 (Artsdatabanken, 2010).
Oter mangler det isolerende spekklaget som hval og sel har og er sårbar for nedkjøling ved
tilgrising av olje. Oter har status som sårbar (VU) på den norske rødlista (Artsdata-banken,
2010).
4.8 Andre ressurser
Skipsvrak og andre kulturminner
Kulturminner er ikke-fornybare ressurser. I følge Norsk Sjøfartsmuseum finnes det ikke
noen kjente funn av menneskeskapt materiale fra steinalder på norsk sokkel sør for 62°N. I
følge kulturminneforvaltningens databaser er det registrert et begrenset antall sikre funn fra
skipsvrak, jf kulturminnelovens § 14, på sokkelen utenfor grunnlinjen i Nordsjøen. Det
reelle tall for skipsvrak antas å være langt høyere enn antallet som er registrert. Det er per
dato ingen kjente vrakposisjoner innenfor området som omfattes av utbyggingen (Norsk
Sjøfartsmuseum 2006). En kjent posisjon sørøst i blokk 17/12, berøres ikke av planlagt
utbygging.
I forbindelse med planlegging av leteboringer eller utbygging på norsk sokkel pålegges
utbygger å kartlegge eventuelle forekomster av kulturminner omkring aktuelle lokaliteter og
rørtraséer. Det ble ikke gjort funn av kulturminner i forbindelse med den
grunnlagsundersøkelsen som ble gjennomført i området ved den planlagte utbyggingen av
Bream i 2011 (DNV 2011). Det ble heller ikke gjort noen funn i forbindelse med
grunnlagsundersøkelsen som ble gjennomført langs planlagt rørledningstrasé til Bream
sommeren 2014 (Gardline 2014).
Page 41
4.9 Sårbare naturtyper og vernestatus
Særlig verdifulle og sårbare områder (SVO)
I arbeidet med den helhetlige forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak ble det
identifisert 12 særlig verdifulle og sårbare områder (SVO) (Meld. St. 37 (2012-2013)).
SVO'ene omfatter områder som er definert som særlig verdifulle og/eller sårbare på grunn
av spesielle oseanografiske eller topografiske forhold, eller fordi de utgjør viktige habitater i
ulike organismers livssyklus.
Figur 4.10 gir en oversikt over de 12 identifiserte SVO'ene i Nordsjøen og Skagerrak.
Utbyggingen av Bream berører ikke SVO-områder. Utbyggingen foregår nordøst for SVO
for tobis i sørlig del av Nordsjøen.
Figur 4.10 Særlig verdifulle og sårbare områder i Nordsjøen og Skagerrak. (Meld. St. 37 (2012-2013))
Page 42
Kystsonen er et meget viktig område for sjøfugl og sel, og miljøverdier i kystsonen er
generelt sårbare for menneskelige påvirkninger. Kystsonen (25 km fra grunnlinjen) er
derfor i sin helhet definert som sårbar. I beredskapsplanen for den planlagte utbyggingen
vil det være fokus på tiltak for å unngå skade på sårbare naturressurser, verneområde og
rekreasjonsområder i kystsonen.
Marine verneplaner
I Norge er 36 områder foreslått inkludert i nasjonal marin verneplan, og planleggingen av
17 prioriterte områder startet i 2009. Kriteriene for om et område skal vernes er at det
marine habitat er representativt, truede eller sårbare, eller at området har karakteristiske
trekk som ikke finnes andre steder.
Tre av de 17 prioriterte verneområdene ligger i Nordsjøen: (1) Jærkysten; (2) Framvaren;
og (3) Transekt Skagerrak. Framvaren ble opprettet som verneområde i 2013
(Miljødirektoratet, 2013). Framvaren marine verneområde i Vest-Agder fylke har kjemiske
egenskaper som gjør det svært interessant som studieområde i vitenskapelig
sammenheng.
De prioriterte verneområdene Jærkysten og transekt Skagerrak er omfattet av de
identifiserte SVO i forvaltningsplanen for Nordsjøen.
RAMSAR-områder
RAMSAR-konvensjonen (The Convention on Wetlands of International Importance,
especially as Waterfowl Habitat) er en internasjonal konvensjon for bevaring og bærekraftig
bruk av våtmarksområder.
I Norge er flere områder omfattet av RAMSAR-konvensjonen. I Agder-fylkene og Rogaland
er det tre RAMSAR-områder som grenser til det marine miljøet (Ramsar, 2012):
Jæren våtmarkssystem (omfatter sju delområder tilgrensende kysten)
Rott-Håstein-Kjør fuglefredningsområde
Lista våtmarkssystem (omfatter seks delområder tilgrensende kysten)
4.10 Andre næringer i influensområdet
Fiskerier
Bream og Mackerel er lokalisert på de grunne bankområdene vest for Norskerenna der det
tradisjonelt har vært drevet bunntrålfiske, med sei som viktigste fiskeslag. Det har i senere
år vært små fangster. I dag er det de pelagiske fiskeriene med ringnot og flytetrål som
dominerer, med ringnotfiske etter sild og makrell som viktigst. Det foregår også et betydelig
industritrålfiske langsetter vestskråningen av Norskerenna. Fiskeriaktiviteten i området er
høyest i andre og tredje kvartal. Lokaliseringen av Bream og Mackerel sammenholdt med
resultater fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøyer i 2013 er vist i
Figur 4.11, med fordeling på viktigste redskaper. Sporingsresultater fra tidligere år viser
tilsvarende resultater. Et fartøy kan ha flere konsesjoner. Ved klassifisering av
sporingsresultater er det fartøyets hovedaktivitet som legges til grunn. Deler av aktiviteten
som er registrert for ringnotfartøyer langs vestskråningen av Norskerenna vil derfor i
praksis være trålfiske. For utenlandske fartøyer gir sporingssystemet ikke informasjon om
hvilken redskap som benyttes.
Page 43
I deler av Nordsjøen har det tradisjonelt vært drevet et intensivt bunntrålfiske etter tobis i
deler av året. I en rekke år var det ikke tillatt å fiske tobis i storparten av disse områdene på
grunn av den svake bestandssituasjonen for denne arten. Tradisjonelt viktige tobisfelt i
områder nær Bream og Mackerel er vist i Figur 4.4. Det nærmeste tobisfeltet - "Nordjyden" er lokalisert i de nordlige delene av 17/10 og 17/11. Feltutbyggingen vil foregå i blokkene
17/12 og 18/10 og berører ikke dette feltet.
2013
2010
2006
2002
Tabell 4.5 Fangst i området omkring Bream og Mackerel. Bream ligger i blokk 17/12 og Mackerel i
blokk 18/10. Fangst fordelt på hovedgrupper. 1000 tonn rund vekt (Kilde: Fiskeridirektoratet)
- Bunnfisk
- Pelagisk fisk
- Industrifisk
- Bunnfisk
- Pelagisk fisk
- Industrifisk
- Bunnfisk
- Pelagisk fisk
- Industrifisk
- Bunnfisk
- Pelagisk fisk
- Industrifisk
0809
17/7 til 12
0,6
1,9
1,8
0,1
12,6
3,0
1,5
1,6
1,7
0.3
0.5
0,8
0810
18/7 til 12
0,8
0,7
15,0
2,6
8,7
11,8
1,3
0,8
15,9
2,5
0.3
4,3
0805
8/1 til 6
0,0
3,7
0806
9/1 til 6
0,1
0,6
0,2
0,0
1,8
0,0
0,1
2,4
0,9
0.0
0,3
-
0,1
0,0
0,2
0,8
0,0
0,6
1,3
0,0
0,6
2,0
Område 08
2)
25,2
140,9
90,9
15,7
58,2
125,6
16.9
40,7
60.1
13,1
42,8
34,7
1) Inndeling i artsgrupper: Bunnfisk og reker, pelagisk fisk (sild, makrell mv) og industrifisk (øyepål, tobis og kolmule ).
2) Fiskeristatistikkens område 08 dekker området mellom 57°30’ og 60°N og mellom 2° og 7° Ø.
Registrerte fangster i de fire fiskeristatistikklokasjonene omkring Bream og Mackerel er vist i
Tabell 4.5. Hver lokasjon tilsvarer seks blokker, og er den minste enheten i
fiskeristatistikken. De største konsumtrål- og industritrålfangstene tas i lokasjonen der
Mackerel er lokalisert, tilsvarende blokkene 18/7 til 12. Dette skyldes at store deler av
denne lokasjonen dekker viktige trålområder i og nær vestskråningen av Norskerenna.
Nordlige deler av lokasjonen der Bream er lokalisert dekker også slike områder. Ut over
dette er det de pelagiske fiskeriene (sild og makrell) som i senere år har dominert
fangstene i området. Det pelagiske fisket er lite stedbundet, hvor fisket finner sted vil
variere fra år til år avhengig av fiskens vandringer og de reguleringer som myndighetene
gjennomfører.
Skadevirkninger for fiskeriene av et eventuelt akutt utslipp av olje vil avhenge av både
sølets størrelse, varighet og drift og av når på året sølet skjer. Avhengig av oljens drift kan
oljepåvirkningen av et område variere fra noen få dager til nærmest kontinuerlig påvirkning
gjennom hele utslippsperioden. Konsekvensene for fiskeriene av akutte oljeutslipp er
knyttet til tre forhold (Proactima/ Akvaplan-niva 2012 og Akvaplan-niva/Proactima 2012);
Page 44
Utestenging fra fiskefelt. Det er ikke aktuelt å drive fiske i et område som er berørt av
et oljesøl. Selv om fisken skulle unngå å bli påvirket av oljen, vil sølet kunne grise til
redskapene og tilsøle fisken idet redskapet hales ombord i fartøyet. Et oljesøl vil derfor
bety en avbrytelse av fisket. Konsekvensene av et slikt avbrekk vil avhenge av
tidspunkt og varighet av utslippet.
Redusert markedsverdi på fisken. Dersom et oljeutslipp finner sted i nærheten av et
område hvor det drives fiske, kan fangsten bli umulig å avsette. Markedet for fisk har
vist seg å være svært sårbart, selv for ubekreftede rykter om forurensning.
Tilgrising av faststående redskaper som stod i sjøen da utslippet startet. Det foregår
imidlertid ikke fiskerier av noen betydning med faststående redskaper i området
omkring Bream. Under fisket med ringnot og trål vil fiskerne kunne unngå området som
er påvirket av oljesøl.
Figur 4.11 Registret fiske i området som berøres av den planlagte utbyggingen. Figurene er basert på
data fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøyer (> 15 m)
Page 45
Akvakultur
Generelt er området langs kysten av Vest-Agder og Rogaland mest utsatt for stranding av
oljesøl (Kap. 4). I dette området er det i dag rundt 470 konsesjoner for oppdrett. Av dette
var om lag 230 matfiskkonsesjoner for laksefisk. Fordelingen av konsesjoner og
førstehåndsverdien av produksjonen er presentert i Tabell 4.6. Blant fylkene er det
Hordaland som har flest konsesjoner. Den samlede verdien av oppdrettsfisken i området
var i 2013 omlag 9,0 milliarder kroner (Fiskeridirektoratet).
Tabell 4.6 Fordelingen av oppdrettskonsesjoner. Salgsverdi for laksefisk for anlegg fra Vest-Agder
til Hordaland (Fiskeridirektoratet, 2013)
Fylke
Vest-Agder
Rogaland
Hordaland
Sum
Hele landet
Laksefisk
16
59
156
231
959
Annen marin
fisk
5
46
51
102
352
Skjell og
skalldyr
8
26
39
73
225
Verdi slaktet laksefisk
(Mrd kroner)
2,6
6,4
9,0
40,1
I forhold til oppdrettsvirksomheten representerer oljesøl to typer av konsekvenser; direkte
tilgrising eller markedsrelaterte konsekvenser. Tilgrising vil normalt kun berøre
enkeltanlegg eller noen anlegg i et område, og konsekvensene kan begrenses av
oljeverntiltak. Konsekvensene vil derfor normalt være små for næringen totalt sett.
Markedsrelaterte konsekvenser kan ramme mye videre, men er også langt verre å forutsi.
Erfaringer fra sistnevnte har en blant annet etter Braer-hendelsen på Shetland, hvor siste
begrensninger på omsetning av sjømat fra området ble opphevet etter sju år
(RKU/Akvaplan-niva 2006).
Rekreasjonsområder
Friluftsliv og rekreasjon har lang tradisjon i Norge. Langs kysten av fylkene som kan
berøres av et oljesøl ligger en mengde turområder, badeområder, fritidsfiske, rasteområder
og lignede. Tilgrising av slike områder vil redusere publikums tilgang over en kortere eller
lengre periode. Som med akvakultur vil konsekvenser begrenses av oljeverntiltak.
4.11 Sammenstilling av miljøressurser og annen virksomhet innenfor
influensområdet for Bream
Tabell 4.7 presenteres en sammenfatning av miljøressurser og andre brukerinteresser
innenfor influensområdet for Bream. Tilstedeværelsen av sårbare biologiske ressurser og
andre brukerinteresser gjennom året er markert med fargekode som følger:
Page 46
Tabell 4.7 Uhellsutslipp av olje fra Bream. Miljøressurser og andre brukerinteresser som kan bli
berørt av utslipp fra Bream.
Page 47
5 Konsekvenser av utbygging og regulær drift av Bream
I dette kapitlet presenteres miljøkonsekvenser under utbygging og regulær drift av Bream.
Konsekvenser av eventuelle akutte utslipp fra feltet presenteres i kapittel 6.
5.1 Utslipp til luft
Utbyggingen av Bream vil ha utslipp til luft knyttet til følgende aktiviteter:
Boring og brønnoperasjoner, med tilknyttede marine operasjoner i utbyggingsfasen
Drift og prosessering
Oljeeksport
Diffuse utslipp
I dette kapitlet gis en beskrivelse av utslippene til luft som følge av utbyggingen. Utslippene
ses i sammenheng med de totale utslippene fra norsk sokkel og nasjonalt i forhold til
internasjonale forpliktelser. Mht konsekvenser av utslipp til luft vises det til Rapporten
"Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Samlet påvirkning og
miljøkonsekvenser", som er utarbeidet i tilknytning til arbeidet med en helhetlig
forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak (Klif 2012).
Bore- og anleggsfasen
I forbindelse med boring av brønner vil det bli utslipp til luft fra kraftgenereringen på
boreriggen. Rigger har dieselmotorer som gir utslipp av CO2, NOx samt mindre mengder
SO2. Boring og komplettering er beregnet til om lag 12 måneder, avhengig av om Herring
blir boret og komplettert, med tidligst oppstart første kvartal 2017.
Det er foreløpig ikke tatt stilling til om det skal benyttes oppjekkbar eller halvt nedsenkbar
borerigg. Typisk dieselforbruk for en oppjekkbar borerigg er i størrelsesorden 13 m3/døgn
som inkluderer både kraftgeneratorer og dekkskraner. Med en antatt bore- og
kompletteringsperiode for Bream på 345 dager er utslipp til luft foreløpig beregnet til 12 200
tonn CO2 og 270 tonn NOx. Tilsvarende er utslipp relaterte til en mulig utvikling av Herring
og Mackerel foreløpig beregnet til 8 500 tonn CO2 og 190 tonn NOx. Disse utslippstallene
er basert på erfaringstall fra boring av brønner på norsk sokkel. Dersom det benyttes en
halvt nedsenkbar rigg vil utslippstallene være rundt to ganger høyere.
I anleggsfasen vil det i tillegg bli utslipp fra kraftgenerering på fartøy knyttet til marine
operasjoner i forbindelse med installasjonsarbeid samt legging av rørledninger og kabler.
Disse bruker også diesel. Foreløpig anslag for utslipp til luft fra marine operasjoner, basert
på et anslag på 400 døgn for alle marine operasjoner, er 10 500 tonn CO2 og 240 tonn
NOx. Det er foreløpig ikke tatt stilling til hvilke fartøyer som skal benyttes eller varigheten
av de enkelte operasjoner. Estimatene er derfor grove.
Det vil i bore- og anleggsfasen forekomme utslipp knyttet til anløp av forsyningsfartøy og
transport av personell med helikopter til feltet. Det foreligger foreløpig ikke tilstrekkelig
informasjon om trafikkmengder til å estimere utslipp til luft knyttet til disse aktivitetene.
Utslippsreduserende tiltak
For å redusere utslipp til luft og sjø vil brønntesting/rensing til borerigg bli redusert til et
minimum.
Page 48
Oppstartfase
Erfaringsmessig vil det forekomme økt fakling i en kort periode under oppstart før
prosessanlegget fungerer stabilt. Det er på nåværende tidspunkt ikke mulig å si noe om
størrelsesorden på utslippene i denne fasen. Utslipp til luft i oppstartsfasen vil bli nærmere
beskrevet i utslippssøknaden for driftsfasen som sendes til Miljødirektoratet.
Utslipp i driftsfasen
Kraftgenerering
I driftsfasen vil utslippene til luft i hovedsak være knyttet til utslipp fra turbiner eller motorer
som vil generere strøm for prosessanlegget på Bream FPSO. Vanninjeksjon, gassløft og
gass injeksjon er hovedforbrukere av kraften på Bream.
Det er forutsatt at så lenge gass er tilgjengelig vil all gass bli brukt til kraftgenerering.
Overskuddsgass vil bli reinjisert for å redusere utslipp til luft. Det er kun de første årene i
feltets levetid det vil være gass for injeksjon. Etter hvert vil gass gradvis bli erstattet av
flytende drivstoff. Foreløpige anslag fra utstyrsprodusentene på utslipp av CO2 og NOx fra
Bream er vist i Figur 5.1 og Figur 5.2 for de to alternative kraftløsningene som nå vurderes;
drift av generatorene med gassturbin eller stempelmotorer. Anslagene er fortsatt under
utvikling, og vil avhenge av kraftbehov, rater mv. Effektbehovet er relativt konstant over
feltets levetid, men utslippene (spesielt NOx) vil øke når diesel overtar for gass som
energikilde. En eventuell senere utbygging av Herring vil øke de presenterte anslagene
med i størrelsesorden 10%. Utslipp knyttet til lasting av skytteltankere vil medføre
ytterligere utslipp av CO2 og NOx med ca 300 tonn per år.
Gassturbin
180 000
500
160 000
450
140 000
400
350
300
100 000
250
80 000
200
60 000
150
40 000
100
20 000
50
0
0
1
2
3
4
CO2
5
6
7
Nox
Figur 5.1 Årlige utslipp (tonn) av CO2 og NOx ved bruk av gassturbin
Page 49
8
NOx (t/år)
CO2 (t/år)
120 000
Stempelmotorer
90 000
1200
80 000
CO2 (t/år)
60 000
800
50 000
600
40 000
30 000
NOx (t/år)
1000
70 000
400
20 000
200
10 000
0
0
1
2
3
4
CO2
5
6
7
8
NOx
Figur 5.2 Årlige utslipp (tonn) av CO2 og NOx ved bruk av stempelmotor
For alternativet med drift av generatorene med gassturbin er de gjennomsnittlige årlige
utslippene av CO2 og NOx foreløpig beregnet hhv 135 000 tonn og 330 tonn. Tilsvarende
utslippstall for alternativet med drift av generatorene med stempelmotor er 81 000 tonn
CO2 og 660 tonn NOx. Til sammenligning var de samlede utslippene av CO2 og NOx fra
petroleumsvirksomheten på norsk sokkel 12,3 millioner tonn CO2 og nær 51 000 tonn NOx i
2013. Utslippene fra petroleumssektoren utgjorde om lag en firedel av de samlede norske
utslippene av CO2 (NOROG 2014).
Nødstrøm
Det vil bli benyttet diesel i driften av hjelpegeneratorer som brukes i tilfelle en nødsituasjon
og for testing. Forbruket av diesel er basert på en forutsetning om at alle motorer vil bli
testet ved full effekt i 1 time per uke og bruker 400 liter i timen. De årlige utslippene er
beregnet til 528 tonn CO2 og 12 tonn NOx.
Fakkelsystemet
Fakkelsystemet vil bestå av et høytrykkssystem, et lavtrykkssystem og et atmosfærisk
ventilasjonssystem. Både høytrykkssystemet og lavtrykksystemet er lukkede systemer som
normalt vil medfører at gass gjenvinnes ved å ledes til lavtrykkskompressor for
rekompresjon av gassen. Fakkelen med brenning av gass vil bare brukes i nødstilfeller.
Gass fra degasseringsanlegget for produsert vann vil bli gjenvunnet, reinjisert eller brent i
fakkel.
Nødfakling og fakling ved prosessforstyrrelser utgjør i gjennomsnitt mindre enn 0,2% av
den totale gassproduksjonen på norsk sokkel (ref. NOROG Miljørapport 2014). Basert på
tilsvarende andel på Bream vil mengden av faklet gass være maksimalt 0,2 MSm3 i 2018
da gassproduksjonen er størst. Med et lukket fakkelsystemet ventes utslippene fra fakling å
være mye lavere, men er vanskelig å anslå.
Page 50
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2018
2019
2020
2021
Ton CO2
2022
2023
2024
2025
ton NOx
Figur 5.3 Beregnede utslipp (tonn) av CO2 og NOx fra fakling. Beregningene er basert på norsk
gjennomsnitt uten hensyn til at Bream har lukket system
Kaldventilering og diffuse utslipp
Kaldventilering av gass og lekkasjer fra prosessutstyret medfører direkte utslipp av gass til
luft. Utslippene er hydrokarboner; metan (CH4) og flyktige organiske karboner (nmVOC).
Utslippene er direkte knyttet til gassproduksjonen. På grunn av den lave gassproduksjon,
vil mengden diffuse utslipp i utgangspunktet være forholdsvis liten. Utslippene begrenses
videre gjennom at det installeres VOC gjenvinningssystemer på FPSO'en. Se Kapittel 2.6.
Lagring og eksport av olje
Det slippes normalt ut noe flyktige organiske forbindelser (CH4 og nmVOC) fra
prosessutstyr og ventilasjonssystemene på lagertankene og ved lasting av skytteltankere.
Det installeres VOC gjenvinningsanlegg på FPSO for å fange opp slike utslipp og returnere
dem til lagertanken. Se Kapittel 2.6.
Foreløpige resulter av en målekampanje som gjennomføres i regi av VOC
Industrisamarbeidet kan tyde på at passive systemer for VOC-reduksjon ombord på skip
som frakter råolje/kondensat har lavere virkningsgrad enn tidligere forutsatt. Det tas hensyn
til disse resultatene i forbindelse med valg av konsept og tekniske løsninger for den
planlagte utbyggingen. Det er foreløpig ikke konkludert mht hvilket utstyr for gjenvinning
som skal installeres. I de beregningene som presenteres i figuren legges det til grunn at
90% av disse komponentene gjenvinnes.
Transportvirksomhet
I driftsfasen vil det være utslipp knyttet til anløp av forsyningsfartøy og transport av
personell med helikopter til feltet. Det foreligger foreløpig ikke tilstrekkelig informasjon om
trafikkmengder til å estimere utslipp til luft knyttet til disse aktivitetene.
Planlagte miljøtiltak i utbyggings- og driftsfasen
Det viktigste utslippsreduserende tiltaket for den foreslåtte utbyggingen sammenholdt med
den utbyggingsløsningen som tidligere var aktuell for Bream, er at det nå bygges en ny
FPSO. Dette innebærer gjennomgående bruk av mer moderne teknologi med reduserte
utslipp som resultat, herunder lukket fakkel mens det i forrige runde var planlagt bruk at et
åpent fakkelsystem. De viktigste utslippsreduserende tiltakene er følgende:
Page 51
Bruk av energieffektivt kraftkrevende utstyr (kompressorer, elektrisk drevet).
Varmegjenvinning fra kraftgenerering.
Installering av VOC gjenvinningssystem
Energioptimalisering under drift.
Lukket fakkelsystem
5.2 Utslipp til sjø
Utbyggingen av Bream-området vil medføre planlagte utslipp til sjø av følgende:
Utslipp ved bore- og brønnoperasjoner
Utslipp fra klargjøring av rørledninger
Produsert vann
Produksjonskjemikalier (i produsert vann)
Kjølevann
Drenasjevann
Sanitæravløpsvann
Hydraulikkvæske
Influensområdet for regulære utslipp til sjø i utbyggings- og driftsfasen vil være nærområdet
til de aktuelle innretningene. I tillegg kan utbyggingen medføre akutte utslipp som følge av
en uhellshendelse, se kapittel 6 for nærmere beskrivelse av denne type situasjon.
Forskningsprogrammet "Langtidsvirkninger av utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten
(PROOF)" ble satt i gang høsten 2002, og er blitt videreført som et eget delprogram
PROOFNY i Havet og kysten. Programmet ble finansieres av OLF, Olje- og
energidepartementet og Miljøverndepartementet. Resultatene fra forskningsprogrammet
ble i februar 2012 presentert i rapport fra Norges forskningsråd (Forskningsrådet 2012).
Resultatene fra dette arbeidet inngår i grunnlaget for vurdering av konsekvenser av utslipp
fra Bream-området i utbyggings- og driftsfasen.
Konsekvensutredningen beskriver utslipp til sjø for anleggsperioden og normal drift samt
eventuell miljøpåvirkning knyttet til disse utslippene. Nærmere beskrivelse er gitt i de
følgende avsnitt.
Utslipp knyttet til utbygging og klargjøring
Utslipp fra bore- og brønnoperasjoner
Til boring og komplettering vil det bli benyttet en halvt nedsenkbar eller en oppjekkbar
borerigg og utslipp til sjø vil skje fra denne. Det planlegges boret fire produksjonsbrønner
og to injeksjonsbrønner på Bream. Brønnene er ikke planlagt i detalj ennå, og det er heller
ikke valgt noen leverandør av borevæsker og kompletteringsvæsker. Endelig valg av disse
vil bli basert på en samlet evaluering av HMS-messige, tekniske, logistikkmessige og
kostnadsmessige forhold, og vil bli beskrevet i detalj i søknad om tillatelse til virksomhet til
Miljødirektoratet.
Page 52
Det vil bli stilt strenge krav til boreoperasjonene. Det er et overordnet mål at prosjektet ikke
skal medføre utslipp av miljøfarlig boreavfall. Det legges til rette for å benytte en
gjenbruksordning for borevæske som vil minimalisere forbruk og utslipp. De øverste
hullseksjonene (36"/42" og 17 1/2") planlegges boret med vannbaserte borevæsker. Den
nederste hullseksjonen planlegges boret med oljebasert borevæske.
Tabell 5.1 Borevæske og borekaks på Bream. Foreløpig oversikt over estimerte mengder og
sluttdisponering av borevæske og borekaks for produksjons- og injeksjonsbrønnene på Bream
(WBM - water based mud/vannbasert borevæske, OBM - oil based mud/oljebasert borevæske).
Seksjon
42" x 36"
9 7/8"
26"
17 1/2"
13 1/2"
8 1/2" &
9 1/2"
Væsketype
WBM
WBM
WBM
OBM
OBM
OBM
Total
volum
(m3)
1077
1274
8649
Borevæske
Sluppet til Deponert
I brønn
sjø
på land
(m3)
(m3)
(m3)
0
1077
0
0
1274
0
0
8649
0
488
0
665
195
0
266
Volum
(m3)
358
95
2323
1329
531
Borekaks
Sluppet til Deponert
sjø
på land
(tonn)
(tonn)
930
0
246
0
6040
0
0
3456
0
1381
499
0
161
323
0
839
1182
11000
1092
4959
7216
5676
Boring av topphullene vil skje med høyviskøse piller/sjøvann og vannbasert borevæske.
Kjemikalier som tilsettes vil være PLONOR (grønne), og vil typisk være kaliumklorid (KCl),
xanthan biopolymer, polyanionisk cellulose og barytt. Boring av de dypere seksjonene er
planlagt med oljebasert borevæske. Baseoljen som vil benyttes vil være en type som
består av lette petroleumsdestillater. Disse petroleumsdestillatene er å betrakte som
miljømessig gode sammenlignet med diesel som ble benyttet tidligere i oljebaserte
borevæsker. I tillegg vil borevæsken inneholde ferskvann med lesket kalk og kalsiumklorid
(CaCl2), oljefuktende leirmineraler (såkalt organofil leire), barytt, grafitt, primær- og
sekundæremulgator. Kjemikaliene vil bestå av komponenter som er klassifisert som grønne
og gule.
Et foreløpig grovt estimat på total mengde utboret kaks for brønnene på Bream er omlag 5
000 m3 kaks, tilsvarende rundt 12 900 tonn. Rundt 7200 tonn bores med vannbasert
borevæske og slippes til sjø. De resterende 5700 tonn bores med oljebasert borevæske og
transporteres til lands.
Ved komplettering, brønnopprenskning og testing vil det også brukes baseolje og
kjemikalier i grønn og gul kategori. Størsteparten av kjemikaliene vil bestå av vektmateriale
(tunge oppmalte mineraler) og saltlake (f.eks. CaCl2 pulver løst i vann) i grønn kategori.
Hydrat-hemmer (MEG) er også aktuelt å bruke for å hindre hydrat-/isdannelse.
Produksjonsbrønnene skal renses opp mot testseparator på boreinnretningen etter at de
nederste hullseksjonene er ferdigstilt/ komplettert. Opprenskningen av brønnene vil bli
utført på en slik måte at det ikke vil være utslipp til vann av uforbrente hydrokarboner eller
kjemikalier. Det vil være en opprenskningspakke om bord med tanker for å samle opp
væsker som ikke kan brennes over brennerbom. I forbindelse med opprensking av
brønnene planlegges det bare benyttet kjemikalier i grønn eller gul kategori. Det planlegges
ikke utslipp til sjø av disse kjemikaliene.
Page 53
I forbindelse med sementeringsoperasjoner i brønnene er det forventet utslipp av sement
og mulige tilsetningsstoffer. Det vil bare bli benyttet kjemikalier i grønn eller gul kategori. Av
et samlet forbruk på ca 1700 tonn sementeringskjemikalier vil rundt 620 tonn bli sluppet til
sjø. Kjemikalier som er kategorisert som gule vil utgjøre om lag 0,5% av mengden slippet til
sjø. Det resterende volumet utgjøres av stoffer som kategoriseres som grønne. Det vil bli
etablert rutiner for å minimere utslippene av sement og kjemikalier.
Drenasjevann fra boreoperasjonene kan være forurenset med olje og inneholde boreslam,
noe som gjør at vannet er vanskelig å rense. Dersom drenasjevann ikke tilfredsstiller
gjeldende krav til rensing, vil vannet bli samlet opp og transportert til land for videre
behandling.
Det vil bli redegjort nærmere for boring og brønnoperasjoner i egen søknad til
Miljødirektoratet.
Konsekvenser av utslipp av borevæske
Vannbasert borevæske regnes som relativt ufarlig, men vil kunne medføre lokale effekter
på plankton og bunndyr. Dette er imidlertid organismer som lever spredt over store
områder, og dyre- og plantelivet forventes derfor å ta seg opp relativt hurtig etter endt
eksponering. En gjennomgang av Forskningsrådet (2012) både av resultater fra
miljøovervåking og laboratorieforsøk viser at vannbasert borevæske kan ha effekter på
marine organismer, men resultatene viser ikke entydig at disse effektene er negative.
Suspensjon av baryttbasert borevæske kan gi gjelleskader på torskelarver, men man fant
også at suspensjoner på 1-10 mg/l medførte økt fødeopptak, vekst og overlevelse.
Oljebasert borevæske vil ikke bli sluppet ut til sjø.
Utslipp ved klargjøring av rørledninger
Etter legging vil rørledningene bli vannfylt og bli liggende med vann fram til
produksjonsstart. Rørledningene fylles med sjøvann for å muliggjøre sammenkopling på
havbunnen og hydrostatisk trykktesting. For å forhindre begroing vil sjøvannet bli tilsatt
oksygenfjerner (natrium bisulfitt) og biocid. For å muliggjøre lekkasjesøk under trykktesting
vil det bli nødvendig å tilsette fargestoffer. Utslippsvann i forbindelse med klargjøring av
rørledninger på Bream vil gå til sjø.
For å minimalisere gjenværende vann i rørledningene under produktfylling samt unngå
risiko for hydratdannelse er det nødvendig å separere vannet og produktstrømmen. Denne
separasjonen oppnås ved bruk av flere små plugger av glykol (MEG). Noe av denne
glykolen vil også bli sluppet ut til sjø.
En nærmere beskrivelse av utslipp i forbindelse med klargjøring av rørledninger vil bli gitt i
utslippssøknad for disse operasjonene.
Utslipp i oppstartsfase
Eventuelle utslipp til sjø i oppstartsfasen vil bli beskrevet i utslippssøknaden til
Miljødirektoratet.
Page 54
Regulære utslipp i driftsfasen
Produsert vann
Produsert vann er formasjonsvann som har vært i kontakt med de geologiske
formasjonene og som inneholder ulike uorganiske salter, tungmetaller og organiske stoffer,
samt dispergert olje og kjemikaler som er tilsatt brønnen eller brønnstrømmen. I tillegg vil
produsert vann inneholde små mengder radioaktive komponenter.
Produsert vann på Bream planlegges reinjisert. De to første driftsårene vil produsert vann
bli injisert sammen med overskuddsgass fra produksjonen på feltet. For å sikre tilstrekkelig
vann til injeksjon, vil det produserte vannet i perioder bli supplert med sjøvann.
Injeksjonssystemet planlegges med høy driftsregularitet, med minimum 95% som
designkriterium («worst case» regularitet på 92%). Utslipp til sjø vil bare forekomme ved
vedlikehold eller driftsforstyrrelser på injeksjonssystemet.
Produsert vann renses uten hensyn til om det skal reinjiseres eller slippes til sjø. Løsningen
for rensing er beskrevet i kapittel 2. Det produserte vannet renses både i en hydrosyklon og
i en flotasjonsenhet (CFU). Ved en slik løsning forventes det at maksimalt oljeinnhold i
produsert vann utslipp er på under 15 mg/l. En videre reduksjon av oljeinnholdet under
dette nivå er en målsetting.
Etter det første års produksjon er utslippene av produsert vann til sjø fra Bream anslått til
mellom 80.000 og150.000 Sm3 vann per år i feltets levetid. (Ref Figur 2.5). Samlede utslipp
av produsert vann fra norsk sokkel har i senere år ligget på rundt 130 millioner m3 per år.
Totalt ble det i 2013 sluppet ut 1542 tonn med dispergert olje til sjø med produsert vann fra
alle felt på sokkelen (NOROG 2014).
Utslipp av produsert vann kan ha effekter på marine organismer i den umiddelbare nærhet
av utslippet til vannet er fortynnet ned til nivå 0,1-1 %. De samlede virkningene av utslipp
av produsert vann på Bream er vurdert å være marginale. Miljøundersøkelser som er
gjennomført ved felt med store utslipp av produsert vann har ikke klart å påvise signifikante
effekter på bestander av fisk eller andre marine organismer.
Det har vært knyttet usikkerhet til mulige langtidsvirkninger av produsert vann. Årsaken til
det er at produsert vann består av flere mer eller mindre giftige stoffer og at det er
vanskelig å studere effekter av lave konsentrasjoner over lang tid. Blant annet viser studier
at komponenter i produsert vann kan gi flere negative effekter for helsetilstand, funksjon og
reproduksjon i enkeltindivider av fisk og virvelløse dyr. Den raske fortynningen av produsert
vann gir for korte eksponeringstider til å gi signifikante akutte effekter i organismer.
Overvåkingsresultater og gjennomførte risikovurderinger viser at potensialet for miljøskade
er gjennomgående moderat, og at de konsentrasjonene som gir effekter normalt ikke
forekommer lengre enn én kilometer fra utslippsstedene. Det er likevel ikke mulig å
utelukke risikoen for at svake virkninger på enkeltarter kan ha akkumulerende økologiske
effekter, selv om sannsynligheten for dette er liten (Forskningsrådet 2012).
Produksjonskjemikalier
Vannløselige kjemikalier som tilsettes i injeksjonsvannet eller i prosessen vil før eller
senere havne i det produserte vannet. Produsert vann med rester av kjemikalier vil bare bli
sluppet ut i perioder der injeksjonssystemet er utilgjengelig. Mengdene som slippes ut vil
Page 55
dermed være begrensede. Det er en målsetting å redusere bruken av kjemikalier. Det er
foreløpig ikke bestemt hvilke kjemikalier som skal brukes. Hovedkategorier av kjemikalier
som er aktuelt å benytte er vist i Tabell 5.2.
Tabell 5.2 Kjemikalietyper.. Foreløpig oversikt over kjemikalietyper som vil bli benyttet i
produksjonsfasen på Bream
Type kjemikalie
Mulig produkt
Frekvens
Miljøkategori
Produksjonskjemikalier
Hydrat inhibitor
Fortynningsmioddel1
Avleiringshemmer A
Avleiringshemmer B
Emulsjonsbryter
Skumdemper A
H2S-fjerner
Metanol
Flexoil CW288
Gyptron SA3050
Grypton SA3340
Emulsotron CC3295
Defoamer AF360
Periodisk
Kontinuerlig
Periodisk (brønner)
Kontinuerlig
Kontinuerlig
Kontinuerlig
Gul
Gul
Gul
Gul 2
Gul
Gul
Gastreat K144
Kontinuerlig
Gul 2
Vannrenser
Organiske biocider
Asfaltenbryter/Dispergeringsmiddel
Dispergeringsmiddel
Avleireingshemmer
Cleartron MRD208SW
Bactron B1150
Flotron D1280
Flotron A1670
Gyptron SD250
Kontinuerlig
Periodisk (topside)
Periodisk (topside)
Kontinuerlig
Periodisk
Gul
Gul
Gul
Gul
Gul
Bactron B1150
OS2 (ammonium
bisulfit)
Cleartron EZB6101
Periodisk (topside)
Gul
Kontinuerlig
Gul
Kontinuerlig
Grønn
Kalsium nitrat (45%)
Kontinuerlig
Grønn/gul
Grypton SA3340
Sodium hypochlorite
Defoamer AF410
Grypton SD250
Kontinuerlig
Kontinuerlig
Kontinuerlig
Periodisk (brønner)
Gul2
Grønn/gul
Gul
Gul
Injeksjonskjemikalier
Organiske biocider A
Oksygenfjerner
Filter tilsettingsmiddel
H2S inhibitor1
Avleiringshemmer
Oksiderende biocid
Skumdemper
Avleiringshemmer
1
Andre kjemikalier
Organisk biocid A (avløp)
Bactron B1150
Organisk biocid B (diesel)
Bactron B1770
Korrosjonshemmer (kjølevann)
HCM9 (sodium nitrat)
Avleiringshemmer B (kjølevann)
Grypton SA3340
1. Kan være nødvendig for å tilfredsstille leveransespesifikasjoner for oljen
2. Ikke registrert i Norge. Forventes å bli klassifisert i gul kategori.
Periodisk
Periodisk
Periodisk
Periodisk
Gul
Gul
Gul
Gul
Alle kjemikaliene forutsettes å være innenfor Miljødirektoratets grønne eller gule kategori.
Bruken av kjemikalier vil bli optimalisert i den videre prosjekteringen. Utslipp av kjemikalier
til sjø vil bli nærmere beskrevet mht mengde, type mv i søknad om tillatelse til virksomhet til
Miljødirektoratet.
Kjølevann
Det vil bli benyttet sjøvann som kjølemedium for prosess- og hjelpeutstyr på Breaminnretningen. FPSO'en har sjøvannsinntak i skroget, og kjølevannet vil bli tilsatt hypokloritt
og kopper for å hindre begroing. Etter bruk slippes kjølevannet over bord. Vannet som har
vært brukt til nedkjøling av prosessanlegg vil ha en sluttemperatur på 30 - 40 grader. Vann
som er brukt til nedkjøling av hjelpesystemer vil ha en temperatur som er noe lavere enn
vann benyttet til nedkjøling av prosessanlegg.
Page 56
Drenasjevann
Det vil være både et åpent og et lukket dreneringssystem på Bream-plattformen. Ikkeforurenset drenasjevann som regnvann, brannvann mv samles i åpne tanker.
Drenasjevann fra både forurensede brannfarlige eller ikke-brannfarlige områder vil ledes til
separate tanker. Etter rensing i separator planlegges drenasjevannet sluppet ut til sjø.
Vann som slippes til sjø vil ha et oljeinnhold som er mindre enn 15 mg/l.
Sanitæravløpsvann
Sanitæravløpsvann vil bli sluppet ut til sjø. Basert på en bemanning på opptil 40 personer
og et vannforbruk på 200 liter/person/dag er utslipp av sanitæravløpsvann estimert til ca
3000 m3 årlig. I borefasen vil det være 90-100 personer ombord på boreriggen, avhengig
av hvilken rigg som benyttes.
Hydraulikkvæske
I driftsfasen vil det bli utslipp av vannbasert hydraulikkvæske når ventiler på bunnrammene
skal opereres. Det er lagt til grunn bruk av et åpent system slik at hydraulikkvæsken vil gå
til sjø etter bruk. I et åpent system benyttes hydraulikkvæsker som er klassifisert som
grønne. Forventet utslipp til sjø av hydraulikk væske er opp til 4 m3 per år. Den
vannbaserte hydraulikkvæsken vil fortynnes raskt med vannstrømmen etter at den er
sluppet ut ved havbunnen. Det er ikke registrert negative effekter som kan relateres til
utslipp av slike hydraulikkvæsker i Nordsjøen. En nærmere beskrivelse av utslipp av
hydraulikkvæske vil bli gitt i utslippssøknaden til Miljødirektoratet.
Radioaktive komponenter
Både uran og thorium finnes naturlig i varierende konsentrasjoner i berggrunnen. Disse gir
opphav til radiumisotopene 226Ra og 228Ra. Radium er mer løselig enn både uran og
thorium, og vil derfor lekke ut i formasjonsvannet. Når sjøvann, som inneholder mye sulfat
blandes med formasjonsvann som inneholder barium, strontium eller kalsium, dannes det
tungt løselige sulfatavleiringer. Radium reagerer kjemisk på samme måte som barium, og
dette fører til at bariumsulfatavleiringer som dannes i rør og prosessutstyr (scale)
inneholder radium. Avleiringene kalles lavradioaktive avleiringer (LRA). Slike lavradioaktive
avleiringer danner et avfall som må håndteres iht. Stråleverns-forskriften (Statens
Strålevern 2011).
I og med at sjøvann skal brukes til reinjeksjon sammen med produsert formasjonsvann er
det viktig å hindre avleiringer. Slike avleiringer kan skape problemer i form av tetting av
blant annet ventiler og rørledninger. Det planlegges benyttet kjemikalier som dels hindrer at
avleiringer dannes, dels løser opp allerede dannede avleiringer. Kjemikaliene vil følge det
produserte vannet og reinjiseres. Utslipp til sjø vil bare forekomme ved vedlikehold eller
driftsforstyrrelser på injeksjonssystemet.
Det foreligger foreløpig ikke analyse av radiumisotoper i formasjonsvannet, og det er derfor
ikke mulig å anslå forventet utslipp. Radiumisotoper i formasjonsvannet er hovedsakelig
knyttet til sand som følger med brønnstrømmen. Brønnene på Bream er designet for å
unngå sandproduksjon, og utslipp av radioaktive komponenter vurderes å ikke
representere en miljørisiko. Dersom behovet oppstår vil det etableres rutiner for håndtering
iht. retningslinjer fra Statens Strålevern.
Page 57
Produsert sand
Det er ikke forventet produsert sand ved utvinning av Bream-området. Det vil likevel bli
installert utstyr i hver produksjonsbrønn for tidlig deteksjon av eventuell sandproduksjon.
Dersom det skulle bli produsert sand er det mulig å implementere et sandfjerningssystem
på plattformen. Produsert sand vil i så fall bli transportert til land for videre behandling.
Produsert sand vil ikke bli sluppet til sjø.
Planlagte miljøtiltak i utbyggings- og driftsfasen
Aktuelle tiltak ved gjennomføring av boreoperasjonen er listet nedenfor; og disse vil bli fulgt
opp i den detaljerte planleggingen og gjennomføringen av boreoperasjonen:
Det skal innføres rutiner for å minimere kjemikaliebruk, og gjenbruk skal skje når mulig.
Prosedyrer og operativ logistikk for forebygging av akutte utslipp på riggen og til å
samle søl hvis de oppstår, skal være på plass og være gjenstand for oppmerksomhet
under rigginspeksjoner og den daglige operative ledelsen. Dette kan omfatte
inspeksjon og lukking av avløp som kan medføre at akutte utslipp blir rutet til sjø.
Det vil bli fulgt opp at riggen opprettholder barrierer mot utilsiktede utslipp.
Minimere utslipp av overskuddssement i forbindelse med sementjobber, så langt
praktisk gjennomførbart. Tørr sement som er igjen i tankene skal gjenbrukes, under
forutsetning av at den er teknisk akseptabel. Ubrukte kjemikalier vil ikke gå til utslipp.
I forbindelse med sementering vil noen kubikkmeter med sement måtte sirkuleres ut
sammen med noe borevæske, samt sement spacer. Denne blandingen planlegges det å
samle i en sloptank eller annen tank og avhende som avfall.
Alle rutiner knyttet til lasting/lossing av hydrokarboner (herunder diesel) blir sjekket
som en del av forberedelsene til operasjonen. Dette gjelder bl a kompatibilitet og
vedlikehold på slangekoblinger, sjekking/testing/utskifting av bulkslanger, rutiner for
sjekking av kritiske ventiler etc.
Bruk av ROV for å verifisere retur av sement på sjøbunnen.
Følgende tiltak for å minimere utslipp til sjø i driftsfasen vil bli implementert:
Alle kjemikaliene som skal benyttes skal være testet mht giftighet, nedbrytbarhet og
potensial for bioakkumulering. Det skal legges vekt på å redusere mengden kjemikalier
og bruke mest mulig miljøvennlige kjemikalier iht. myndighetenes kriterier for
klassifisering av kjemikalier.
Et system for lekkasjedeteksjon vil bli installert på alle brønnhoder ("juletrær") og på
produksjonsmanifold. Deteksjonssensorer vil bli plassert i taket av strukturene, slik at
enhver oljelekkasje skal oppdages. Deteksjonssystemet er koblet til kontrollsystemene,
og vil automatisk utløse en alarm i FPSO'ens kontrollrom dersom hydrokarboner
påvises.
Page 58
5.3 Virkninger for fiskeriene i berørt område
Produksjonsboring planlegges tidligst første kvartal 2017, og boringen på Bream vil ha en
varighet på ca. 345 dager. Omkring borerigg vil det være en sikkerhetssone på 500 meter.
Tilsvarende vil det i produksjonsfasen etableres en sikkerhetssone med radius på om lag
550 meter omkring FPSO'en (500 meter regnet fra innretningens ytterpunkt). Det tillates
ikke etablert egne sikkerhetssoner omkring havbunnsinnretninger. Det er et
myndighetskrav at havbunninnretninger og rørledninger skal være overtrålbare.
Resultater fra satellittsporingen av fiskefartøyer
Den planlagte utbyggingen planlegges gjennomført innenfor et havområde der resultatene
fra Fiskeridirektoratets sporing av større fiskefartøyer (fartøyer > 15 meter) viser at det
foregår et omfattende fiske, jf Kapittel 4.10. For den norske fiskeflåten er det de pelagiske
fiskeriene (sild og makrell) som er viktigst i området. Det foregår også et betydelig
utenlandsk fiske i området, men sporingsresultatene viser ikke hvilke redskaper
utenlandske fartøyer benytter. Som hovedregel benytter imidlertid utenlandske og norske
fartøyer de samme redskapene innen samme område og fiskeri.
Det er i hovedsak fiske med bunntrål som kan bli direkte berørt av den planlagte
utbyggingen, dette gjelder spesielt dersom det blir aktuelt med en havbunnsutbygging av
Mackerel og eventuelt også Herring. Figur 5.4 viser den kvartalsvise fordelingen av norsk
fiske med bunntrål i nærområdet til den planlagte utbyggingen. I denne delen av Nordsjøen
foregår utenlandsk fiske med bunntrål i samme områder som det norske trålfisket. Det
drives et svært begrenset fiske med bunntrål i nærområdet omkring av selve utbyggingen.
Fisket med bunntrål foregår lengre øst, i vestskråningen av Norskerenna. I praksis betyr
dette at det i dag er de pelagiske fiskeriene med ringnot og trål som dominerer, med
ringnotfiske etter sild og makrell som viktigst. I det aktuelle området drives nær alt fisket av
fartøyer som omfattes av satellittsporingen.
Konsekvenser i utbyggingsfasen
Aktivitetene i forbindelse med boring og feltutbygging kan medføre større ulemper for fisket
enn selve driftsfasen. Uten hensyn til valg av utbyggingsløsning vil all aktivitet i forbindelse
med boring, rørlegging og klargjøring av innretningene på Bream medføre midlertidige
operasjonelle ulemper og arealbeslag for fisket i berørt område.
Sikkerhetssonen omkring boreriggen representerer et arealbeslag for fiskeriene. Dersom
det benyttes en halvt nedsenkbar borerigg med ankre som ligger utenfor sikkerhetssonen,
vil ankerbeltet medføre en økning av arealbeslaget for fiske med bunnredskaper (trål) i
anleggsfasen.
Konsekvenser i driftsfasen
Omkring den planlagte FPSO'en etableres det en sikkerhetssone med radius på om lag
550 meter, jf ovenfor. I tillegg vil det være et ankerbelte med radius på om lag 1,6 kilometer
om-kring FPSO. I henhold til norsk regelverk skal rørledninger og havbunnsinnretninger
utenfor sikkerhetssonen være overtrålbare.
Page 59
Figur 5.4 Norsk fiske med bunntrål i 2013. Registrert norsk trålfiske i området som berøres av den
planlagte utbyggingen. Ankerbeltet omkring Bream FPSO er markert med en sirkel i figurene (radius 2 km i
figurene). Figurene er basert på sporingsdata fra Fiskeridirektoratet
Som påpekt ovenfor foregår det et omfattende fiske omkring de planlagte
utbyggingslokalitetene, dette er i hovedsak pelagiske fiskerier (sild og makrell). Det
pelagiske fisket er lite stedbundet, hvor fisket finner sted vil variere fra år til år avhengig av
fiskens vandringer og de reguleringer som myndighetene gjennomfører. Tilstedeværelsen
av en FPSO kan i enkelte år, med innsig i det berørte området, påvirke hvor fangstene kan
tas. Virkninger utover dette ventes ikke. Tråleraktiviteten i det umiddelbare nærområdet til
utbyggingen har vært svært begrenset. Ankerbeltet ventes derfor ikke å medføre
arealbeslag eller operasjonelle ulemper av noen betydning for fisket med bunntrål. Samlet
vurderes virkningen for fiskeriene av den planlagte utbyggingen som små for det valgte
utbyggingsalternativet.
Avbøtende tiltak i forhold til fiskeriene
Feltutbyggingen vil foregå i et område med et omfattende fiske, men i det området som
berøres direkte av utbyggingen dominerer de pelagiske fiskeriene med ringnot og flytetrål.
Disse fiskeriene er ikke like stedbundne som fiske med bunntrål. Det viktigste avbøtende
tiltaket i forhold til disse fiskeriene vil være god informasjon til fiskerne i forkant av og under
planlagte aktiviteter på feltet slik at uønskede hendelser i forhold til fiskeriene kan unngås.
Utover dette planlegges det ikke spesifikke avbøtende tiltak.
Page 60
5.4 Virkninger for skipsfart
En feltutbygging representerer en risiko for kollisjon med skipstrafikk. Faren for konflikt
mellom skip og petroleumsinstallasjoner knytter seg først og fremst til sammenstøt med
innretninger ved skipshavari og skip i drift. Erfaringer fra Nordsjøen tilsier at det er liten
konflikt mellom petroleumsaktivitet og skipstrafikk.
Figur 5.5 Skipstrafikk i området ved Bream. Venstre: Trafikktetthet i Nordsjøen. Utbyggingsområdet
markert med oransje sirkel (Kystverket 2014). Høyre: Skipsleder for handels- og offshorefartøy innenfor en
radius på 10 nautiske mil fra Bream (Safetec 2009)
Trafikktettheten i området omkring den planlagte utbyggingen i 2011 er vist i Figur 5.5,
basert på Kystverkets AIS-registreringer (Kystverket 2014). Det er tidligere gjennomført en
egen studie av skipstrafikken omkring Bream (Safetec 2009). Hensikten var å etablere et
overordnet bilde av den samlede skipstrafikken i området, og hvordan denne fordeler seg i
forhold til eksisterende offshoreinstallasjoner og trafikken til og fra disse. I den videre
planleggingen av utbyggingen vil denne studien bli oppdatert slik at den dekker området
omkring både Bream FPSO og borelokaliteten på Bream Sør.
Bream ligger omlag 110 kilometer vest-sørvest for Egersund og har en høy frekvens av
passerende fiskefartøyer og skipstrafikk. Fartøyer med kurs mot den engelske kanal er
dominerende i trafikkbildet (Rutene 3, 4, 12, 13 og 1 i figuren). Skipsleden Haugesund Tees (UK), rute 2 i figuren, går på tvers av disse, passerer nærmest og har en frekvens på
nær 60 seilinger i året. I utbyggingsfasen vil planlagte aktiviteter også berøre områder mot
sørøst i sirkelen med radius 10 nautiske mil i figuren.
Page 61
Virkninger under utbygging og drift
Enhver feltutbygging representerer en risiko for kollisjon med skipstrafikk. Det vil bli innført
midlertidige ferdselsrestriksjoner for fiskefartøyer og øvrig skipstrafikk mens feltutbygging
og rørleggingen pågår. I utbyggingsfasen etableres det en sikkerhetssone med radius 500
meter omkring borerigg, og denne vil forflytte seg med boreaktiviteten. I driftsfasen vil de
være en sikkerhetssone på om lag 550 meter omkring Bream FPSO. Sikkerhetssonene
etableres i et område med omfattende passerende skipstrafikk. I utbyggingsfasen vil det
pågå aktiviteter som inkluderer bruk av kranfartøyer, dykkerfartøyer og andre
støttefartøyer. I utbyggingsfasen kan derfor de samlede aktiviteter medføre større
arealbeslag og ulemper for skipstrafikken i området enn det som følger av selve
sikkerhetssonen. Dette er imidlertid aktiviteter av begrenset varighet, i størrelsesorden to
år. All aktivitet vil bli varslet, og det er ikke forventet at disse aktivitetene vil medføre
problemer for avvikling av skipstrafikken i berørte deler av Nordsjøen eller vesentlig
forhøyet risiko for kollisjon med skipstrafikk.
Tilsvarende vil det i driftsfasen være behov for forskjellige støttetjenester, som
forsyningsfartøyer m v. Dette representerer en økt seilingsaktivitet i området rundt feltet.
Det samme gjelder fartøyaktiviteter knyttet til eksport av olje med skytteltankere.
Forsyningsfartøy vil seile mellom en landbasert base og plattformen med forsyninger og
gods. Seilingsfrekvensen på forsyningsfartøy til Bream antas å være i størrelsesorden en
gang per uke. Mulig samordning med andre felt vil bli vurdert. I driftsfasen vil ikke
feltinnretninger på Bream Sør eller rørledninger medføre noen ulemper for skipstrafikken i
området.
Avbøtende tiltak
Det er iverksatt mange tiltak for å redusere risikoen for kollisjon mellom fartøy og faste
installasjoner til havs. De fleste av disse tiltakene er rettet mot å oppdage skip så tidlig som
mulig, for å varsle og unngå kollisjon med installasjonen. Slike tiltak inkluderer
radarovervåkning av skipstrafikk, VHF-radiokommunikasjon, trafikkovervåkningssystemer m
m. Premier Oil Norge vil samarbeide med andre operatører om tiltak for å redusere
kollisjonsrisikoen.
For å forhindre potensielle konflikter med skipstrafikken i området i utbyggingsfasen vil det
bli informert om varigheten av denne aktiviteten, samt posisjoner og seilingskurser. Det
direkte arealbeslaget vil være lite.
Navigasjonsinnretninger som radarer og radarreflektorer vil i perioder med dårlig sikt
(nedbør og tåke) være med på å redusere faren for kollisjoner mellom fartøy og
installasjoner i utbyggings- og driftsfasen. I både utbyggings- og driftsfasen vil innretninger
være merket av på sjøkart med eksakte posisjoner, slik at det kan tas hensyn til feltet og
tilhørende aktiviteter ved planlegging av seilingsruter. I tillegg vil kommunikasjonsutstyr om
bord på feltinnretningen besørge nødvendig kontakt med fartøy i området.
I den videre prosjektplanleggingen vil det gjennomføres en detaljert skipskollisjonsanalyse,
hvor kollisjonsrisiko og risikoreduserende tiltak i utbyggings- og driftsfasen vil adresseres i
detalj.
Page 62
6 Konsekvenser av uhellsutslipp av olje
Beregning av mulige miljøskade ved et oljeutslipp tar utgangspunkt i graden av overlapp
mellom et oljesøl og forekomsten av biologiske ressurser eller brukerinteresser og deres
sårbarhet ovenfor olje. Berørt havområder er inndelt i et rutenett, med ruter på 10 km x 10
km. Mengden olje innen hver kartrute bestemmer andelen av individer for en bestand som
dør i ruta. Dette summeres over alle berørte ruter, og brukes til å beregne relativt tap og
restitusjonstid for bestanden. Tapsandelene beregnet med utgangspunkt i regionale
bestandsestimater innenfor et avgrenset geografisk område. For fisk er det gjennomført en
kvalitativt overlappsanalyse av influensområdet i vannkolonnen og gyteområder til viktige
fiskebestander. En beskrivelse av de ulike ressursene og deres sårbarhet ovenfor
oljeforurensning er gitt i Kapittel 5.
De biologiske ressursene og brukerinteressene som inngår i beregningene er vist i Tabell
6.1. Metoden som er benyttet for beregning av miljøskade er beskrevet i den gjennomførte
miljørisikoanalysen for Bream (Acona, 2012). Den anvendte metoden bygger på såkalte
effektnøkler og skadenøkler i henhold til OLFs metode for miljørettet miljørisikoanalyse,
MIRA (OLF, 2007).
Tabell 6.1 Biologiske ressurser og brukerinteresser som inngår i skadeberegningene
Biogogiske ressurser
til havs
Biologiske ressurser
langs kysten
Koraller og andre
sjøbunnsressurser
Fisk
Sjøfugl på apent hav
Kystnær sjøfugl
Sjøpattedyr
Strandhabitat
Brukerinteresser
Fiskeriaktivitet
Akvakultur
Marine kulturminner
Rekreasjonsområder
6.1 Konsekvenser av akuttutslipp av olje for sårbare naturressurser
I Tabell 6.2 og Tabell 6.3 presenteres en sammenstilling av virkninger av akuttutslipp fra
Bream i hhv. feltutbyggingsfasen og produksjonsfasen. Omfanget av virkninger er basert
på restitusjonstider og er angitt med en grader fargeskala som korresponderer med de
enkelte miljøskadekategoriene.
Sammenstillingen viser at virkningen på de verdsatte økosystemkomponentene (VØK'ene)
og andre brukere jevnt over er lavere i feltutbyggingsfasen enn i produksjonsfasen. Dette
resultatet skyldes i hovedsak at det er lagt til grunn lavere utslippsrater og i noen grad
kortere utslippsvarighet enn i driftsfasen, jf kapittel 4. Biologiske ressurser på åpent hav har
størst sannsynlighet for å bli skadet om vinteren og høsten, mens biologiske ressurser
langs kysten har størst sannsynlighet for å bli skadet om våren og sommeren.
Sammenstillingen viser også hvilke bestander i Nordsjøen som har størst sannsynlighet for
å bli påvirket av et uhellsutslipp.
I den gjennomførte miljørisikoanalysen for Bream redegjøres det nærmere for de anvendte
akseptkriterier og beregningsmetoder (Acona 2012a).
Page 63
Tabell 6.2 Oljeutslipp under feltutbygging. Sammenfatning av virkninger for miljøressurser og
brukerinteresser av større oljeutslipp fra Bream. (NS=Nordsjøbestand, NH= Norskehavbestand,
SO=sørlig bestand, VØK=Verdifulle Økosystem Komponenter)
Page 64
Tabell 6.3 Oljeutslipp under produksjon. Sammenfatning av virkninger for miljøressurser og andre
brukerinteresser av større oljeutslipp fra Bream. (NS=Nordsjøbestand, NH= Norskehavbestand,
SO=sørlig bestand)
Page 65
6.2 Gradering av skade
Skala for vurdering av konsekvenser av oljeutslipp for ulike biologiske ressurser og for
andre brukerinteresser er vist i Tabell 6.4. For de biologiske ressursene er det teoretisk
restitusjonstid som ligger til grunn for graderingen.
Det ble i de resultatene som presenteres ikke tatt hensyn til sannsynligheten for at utslipp
av olje skal forekomme. Det ble heller ikke tatt hensyn til effekten av planlagt
oljevernberedskap i de resultatene som presenteres.
Det redegjøres nærmere for sannsynlighetsaspektet, graderingen av skade og beregnet
miljørisiko i den gjennomførte miljørisikoanalysen for Bream (Acona, 2012b).
Tabell 6.4 Gradering av miljøskade. Miljøpåvirkningsparametere og påvirkningskategorier for større
akutte oljesøl
Biologiske ressurser Miljøskadekategorier
og brukerinteresser
0
1
Ikke målbart
Lokal
2
Mindre
3
Moderat
4
Betydelig
5
Alvorlig
Koraller og andre
sjøbunnsressurser
Ikke målbart da det ikke er registrert sårbare bunnhabitater ved Bream og Mackerel
Plankton
Ikke målbart på grunn av stor romlig fordeling, kort generasjonstid og hurtig immigrasjon
fra uberørte områder
Fisk
Vurdering av kvalitativt overlappsanalyse av influensområdet i vannkolonnen og
gyteområder.
Sjøfugl, sjøpattedyr
og strandhabitater
Ikke målbar
< 1mnd
Lokalt, noen
fartøy
1 mnd – 1 år
1 – 3 år
3 -10 år
> 10 år
Fiskeri (omfang i
berørt område)
Ingen
Lokalt, litt vik- Viktig område, Viktig område, Viktige sesongtig, få fartøyer få fartøy
mange fartøy fiskerier
Akvakultur (antall
berørte anlegg)
Ingen
1 - 10
10 - 25
25 - 100
100 -250
> 250
Rekreasjonsområder
(antall berørte)
Ingen
1-5
5 - 10
10 - 50
50 - 100
> 100
6.3 Konsekvenser for brukerinteresser
Virkninger for fiskeriene
Influensområdet for et oljeutslipp fra Bream overlapper med viktige fiskeområder langs
vestskråningen av Norskerenna og på bankområdene i sørlige Nordsjøen og fra Møre til
Haltenbanken i Norskehavet (Figur 3.1).
Det er fiskeriene i Nordsjøen som har størst sannsynlighet for å bli berørt av et oljesøl. I
Nordsjøen er aktiviteten størst i andre og tredje kvartal, men det foregår et betydelig fiske
gjennom hele året. De viktigste fiskeriene som kan bli berørt er ringnotfisket etter sild og
makrell på bankområdene sør i Nordsjøen. Industritrålfisket etter øyepål som foregår
langsetter vestskråningen av Norskerenna kan også bli berørt. Industritrålfisket, dvs fiske
Page 66
etter arter som benyttes i produksjon av fiskemel og fiskeolje, foregår gjennom hele året.
Aktiviteten er størst i sommerhalvåret. Nordsjøsilda er tilgjengelig for notfiske gjennom
mesteparten av året, men av blant annet markeds- og kvalitetshensyn fiskes mesteparten i
vår- og sommerperioden.
Med utgangspunkt i den miljøpåvirkningsklassifiseringen som er presentert i Tabell 6.2 er
virkningene for fisket klassifisert som betydelig i 1., 2. og 3. kvartal, og som moderat i 4.
kvartal. Dette gjelder for både feltutbygging og produksjonsfasen. Det er særlig virkningen
for det stedbundne trålfisket langs vestskråningen av Norskerenna som er bestemmende
for denne klassifiseringen, da dette fisket har høy sannsynlighet for å bli påvirket av et
uhellsutslipp fra Bream.
Virkninger for akvakulturnæringen
Akvakulturlokaliteter langs kysten av Vestlandet er i hovedsak lokalisert lengre inn i
fjordene enn influensområdet fra uhellsutslipp fra Bream. Innenfor det beregnede
influensområdet er det flest anlegg om våren og sommeren.
Det framgår av overlappsanalysen at fra totalt 72 til 105 akvakulturlokaliteter ligger innenfor
influensområdene for en utblåsning i feltutbyggingsfasen. Av disse er det beregnet at fra 10
til 18 kan bli berørt. Innenfor influensområdene for en utblåsning i produksjonsfasen er det
mellom 90 til 119 akvakulturlokaliteter. Av disse er det beregnet at fra 17 til 21 kan bli
berørt.
Med utgangspunkt i den miljøpåvirkningsklassifiseringen som er presentert i Tabell 6.2 er
virkningene for akvakulturnæringen klassifisert som mindre i feltutbyggingsfasen. I
produksjonsfasen er virkningen klassifisert som mindre i 1., 2. og 4. kvartal og som
moderat i 3. kvartal.
6.4 Beredskap mot akutt forurensning
Som operatør på Bream vil PONAS etablere nødvendig beredskap for å hindre, stanse og
redusere virkningen av akutt forurensning som en følge av aktiviteter på feltet.
Det overordnede prinsippet for beredskapen er at den enkelte operatør er ansvarlig for og
har plikt til å etablere den beredskapen som er nødvendig for sin virksomhet.
Hovedmålsettingen er å hindre at olje eller emulsjon når sårbare ressurser, og at
påvirkning fra tiltakene holdes på et minimum. PONAS har som målsetning at de mest
miljøvennlige tilgjengelige metoder skal benyttes i oljevernberedskapen. Videre skal tiltak
iverksettes så nær utslippspunktet som mulig.
Oljevernressursene administreres i praksis gjennom Norsk Oljevernforening for
Operatørselskapene (NOFO), og involveres etter behov. Gjennom NOFO er det etablert
avtaler både med statlig og interkommunale beredskap om mulig bruk av ressurser, i
hovedsak knyttet til kyst- og strandsone. En oversikt over de tilgjengelige ressursene fra
NOFO pr dato er vist i Figur 6.1.
Page 67
Norsk Oljevernforening For Operatørselskap
Barentshavet
Haltenbanken
Stril Poseidon
NOFO system
Dispergeringsmiddel
Esvagt Aurora
NOFO system
Dispergeringsmiddel
Avløserfartøy
Stril Merkur
NOFO system
Dispergeringsmiddel
NOFO Base Hammerfest
6 NOFO system
3 kystsystem
Dispergeringsmiddel
Gjøa
Ocean Alden
NOFO system
Dispergeringsmiddel
NOFO Base Sandnessjøen
1 NOFO system
3 kystsystem
Tampen
Stril Herkules
NOFO system
Dispergeringsmiddel
Troll-Oseberg II
NOFO Base Kristiansund
2 NOFO system
3 kystsystem
Dispergeringsmiddel
Esvagt Stavanger
NOFO system
Dispergeringsmiddel
Troll-Oseberg I
Havila Troll
NOFO system
Dispergeringsmiddel
NOFO Base Mongstad
2 NOFO system
3 kystsystem
Dispergeringsmiddel
Balder
Stril Power
NOFO system
Dispergeringsmiddel
Sleipner - Volve
Esvagt Bergen
NOFO system
ULA/Gyda/Tamber
Stril Mariner
NOFO system
Dispergeringsmiddel
Ekofisk
Skandi Hugen
NOFO system
NOFO Base Stavanger
2 NOFO system
3 kystsystem
Dispergeringsmiddel
Figur 6.1 Oversikt over tilgjengelige NOFO-systemer. (www.nofo.no)
I tiden frem mot borestart vil det foregå et kontinuerlig arbeid i forhold til
beredskapsplanlegging. Beredskapsløsninger og -organisasjon vil konkretiseres i
prosjektets kommende fase. I forkant av produksjonsboring og produksjonsstart vil det bli
utarbeidet en oppdatert miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse. I forlengelsen av
dette vil det utarbeides en feltspesifikk plan for beredskap mot akutt forurensing som
beskriver bekjempelsesmetode og aksjonsplaner for de ulike utslippsscenarioene.
Page 68
7 Samfunnsmessige virkninger
De viktigste problemstillingene i en samfunnsmessig konsekvensutredning av Bream-feltet
er følgende:
Hvilken samfunnsmessig lønnsomhet gir utbygging og drift av Bream, og hvordan
fordeler denne gevinsten seg på staten og på oljeselskapene som deltar i prosjektet.
Hvilke virkninger har utbygging av Bream på investeringsnivået på norsk
kontinentalsokkel.
Hvilken verdiskapning i vare- og tjenesteleveranser vil utbygging og drift av Bream gi
for norsk næringsliv.
Hvilke sysselsettingseffekter vil utbygging og drift av Bream gi på nasjonalt nivå i
Norge.
Disse problemstillingene vil bli belyst nedenfor. Analysen av økonomiske forhold,
leveranser og sysselsetting er gjennomført av Agenda Kaupang (2014). Alle beløp er angitt
i faste priser (2014-NOK).
7.1 Samfunnsmessig lønnsomhet av Bream-prosjektet
Samlede investeringer til utbygging av Bream er beregnet til 10,9 mrd NOK, i all hovedsak
fordelt over fem år i perioden 2014-2018 (PONAS 2014). I tillegg kommer kostnader på 0,7
mrd NOK til fjerning av installasjonene i 2024. Årlige kostnader til drift av Bream er
beregnet til rundt 470 mill NOK eksklusiv miljøavgifter i første hele driftsår 2019.
Inntekter av oljeproduksjonen på Bream
For å beregne den samfunnsmessige lønnsomheten av utbygging og drift av Bream, har en
tatt utgangspunkt i den planlagte produksjonsprofilen for feltet, og lagt inn forsiktige
forutsetninger om framtidig dollarkurs og framtidige salgspriser for olje. Basert på dette, får
en samlede inntekter av oljeproduksjonen fra Bream på vel 24,1 milliarder NOK, fordelt
over 6 år i perioden 2018-2023, som vist i Figur 7.1. Merk at både produksjonstid,
produksjonsvolumer og priser her er usikre. Særlig gjelder dette prisforventningene
(PONAS 2014).
Kostnader ved produksjonen på Bream
Kostnadene ved produksjonen på Bream består av investeringskostnader til installasjon av
FPSO'en på feltet, brønnrammer, rørledninger og boring. Videre påløper kostnader til leie
og drift av FPSO'en, og til drift av brønner og undervannsanlegg. Det påløper også
kostnader til fjerning av installasjonene når produksjonen avsluttes. Samlet er kostnadene
til produksjonen på Bream beregnet til nær 14 milliarder NOK, fordelt med vel 6,4 milliarder
NOK på investering og nær 7,5 milliarder NOK på drift. En framstilling av driftskostnadene
er vist i Figur 7.2. Driftskostnadene er regnet eksklusiv miljøavgifter, men inklusiv
fjerningskostnader. Videre er leie av FPSO'en inkludert, der også avskrivingskostnader for
denne inngår. Merk at eierforholdene til FPSO'en ikke spiller noen rolle i en
samfunnsmessig lønnsomhetskalkyle. Det er ressursbruken som beregnes, uansett
eierforhold.
Page 69
9000
8000
Millioner 2014 - kroner
7000
Totale inntekter
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
Årstall
Figur 7.1 Inntekter fra oljeproduksjonen på Bream
3000
2500
Investeringer
OPEX
Fjerningskostnader
Leasing skip
2000
1500
1000
500
0
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
Årstall
Figur 7.2 Kostnader ved produksjonen på Bream
Netto kontantstrøm av produksjonen på Bream
Trekker man kostnadene fra inntektene ved produksjonen på Beam, framkommer en netto
kontantstrøm som vist i Figur 7.3. I figuren har en skilt ut skatter til staten, og CO2- og
NOx-avgifter (knapt synlige i figuren). Netto kontantstrøm er negativ i investeringsfasen
fram til 2017. Fra 2018 kommer produksjonen i gang, og netto kontantstrøm blir positiv,
størst i begynnelsen av produksjonsfasen og senere gradvis avtakende fram mot planlagt
nedstenging av feltet i 2023. I 2024 påløper fjerningskostnader. Samlet gir
oljeproduksjonen på Bream en netto kontantstrøm på 10,4 mrd NOK, fordelt med vel 7,6
mrd NOK i skatter til staten, nær 0,2 milliarder NOK i CO2- og NOx-avgifter til staten og vel
2,6 milliarder NOK til oljeselskapene som deltar i prosjektet.
Page 70
8000
6000
4000
2000
0
Netto kontantstrøm selskaper
-2000
Skatter
Avgifter
-4000
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
Årstall
Figur 7.3 Netto kontantstrøm ved produksjonen på Bream
Samfunnsmessig lønnsomhet av produksjonen på Bream
Den samfunnsmessige lønnsomheten av et investeringsprosjekt uttrykkes vanligvis i form
av en nåverdiberegning der framtidige inntekter og utgifter ved prosjektet neddiskonteres til
beslutningstidspunktet. For beregning av nåverdien i dag av framtidige inntekter og
kostnader, benyttes en samfunnsmessig kalkulasjonsrente på 6 % som i prinsippet skal
være lik for alle investeringsprosjekter samfunnet engasjerer seg i. Den samfunnsmessige
kalkulasjonsrenten (realrenten) er av Finansdepartementet fastsatt til 4 % pluss en
risikopremie som for oljeprosjekter er fastsatt til 2 %. Denne kalkulasjonsrenten er ment å
skulle uttrykke det realavkastningskrav samfunnet har for framtidige inntekter av de
økonomiske ressurser man i dag benytter som investeringer i prosjektet. For Bream er
nåverdien i dag av framtidige inntekter og kostnader, det en ovenfor har kalt netto
kontantstrøm, beregnet til 7,0 mrd 2014-NOK. Etter vanlige beregningskriterier er dermed
utbygging av Bream klart samfunnsmessig lønnsomt.
Beregnet nåverdi av produksjonen på Bream fordeler seg med vel 5,4 mrd NOK på skatt til
staten og vel 0,1 mrd NOK i avgifter til staten. Samlet får staten dermed rundt 78 % av den
samfunnsmessige nåverdi. De resterende nær 1,5 mrd kr eller 22 %, tilfaller oljeselskapene
som deltar i prosjektet.
7.2 Virkninger på investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel
Investeringene til utbygging av Bream-feltet kommer i all hovedsak i årene 2014-2018, en
periode der investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel ventes å gå noe ned fra et
tidligere rekordhøyt nivå, der samlede investeringer har ligget opp mot 175 mrd NOK pr år
(OED 2014). Utbygging av det store Johan Sverdrup feltet ventes å dekke opp mye av
denne nedgangen, men det er også rom for andre feltutbygginger i perioden. Utbygging av
Bream gir inklusiv FPSO'en, årlige investeringer på 0,5-4,9 mrd NOK i perioden 2014-2018.
Prosjektet gir dermed et lite, men viktig bidrag til å opprettholde investeringsnivået på norsk
kontinentalsokkel de nærmeste årene framover.
Page 71
7.3 Norsk verdiskapning i vare og tjenesteleveranser til Bream
Vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen
Med utgangspunkt i at Norge har et konkurransedyktig næringsliv med erfaringer fra
tidligere utbyggingsprosjekter, er norsk næringsliv invitert til å delta med vare- og
tjenesteleveranser til prosjektet både i investeringsfasen og driftsfasen. Basert på
erfaringstall og gjennomsnittsberegning for investeringsfasen kan en forvente norsk
verdiskapning i vare- og tjenesteleveranser til utbygging av Bream, inklusiv FPSO'en, til
nær 5.6 mrd NOK, eller 51 % av totalinvesteringene. FPSO'en blir trolig bygget i Østen, så
norsk næringslivs andel av verdiskapningen til denne er begrenset til utstyrsleveranser. For
andre deler av investeringene ventes norsk andel av verdiskapningen å være betydelig
høyere. Særlig gjelder dette for prosjektledelse og ferdigstillelsesarbeider der norsk andel
vanligvis er nærmere 100 %. Den beregnede norske verdiskapningen fordeler seg over
fem år i utbyggingsperioden med 2017 som toppår.
3000
2500
Mill kr
2000
Verkstedindustri
Boring
Varehandel
Bygg og anlegg
Transport
Oljevirksomhet
For.m. tj.yt
1500
1000
500
0
2014
2015
2016
2017
2018
Figur 7.4 Beregnet norsk verdiskapning fordelt på næring og tid. Mill NOK
Vare- og tjenesteleveranser i driftsfasen
Det vil bli etablert en driftsorganisasjon for Bream-området tilknyttet PONAS' hovedkontor i
Stavanger. Den tekniske driften av Bream-området planlegges satt bort til en
driftskontraktør som vil besørge offshore-bemanning. Kjøp av basetjenester vil bli foretatt
etter vurdering av hvordan behovene ivaretas best mulig, trolig i Stavanger-regionen.
Samseiling og samarbeid med andre aktører i Nordsjøen kan også være aktuelt.
Tjenesteomfanget vil variere svært mye alt etter hvilken fase en befinner seg i.
Helikoptertransport planlegges ut fra Sola.
I driftsfasen ventes det meste av verdiskapningen i leveransene til Bream å komme fra
norsk næringsliv. Bare noen reservedeler og noe forbruksmateriell blir innkjøpt i utlandet.
Kostnader til drift av Bream er i første hele driftsår 2019, beregnet til 540 mill NOK. Trekker
en fra miljøavgifter til staten som ikke gir leveransevirkninger og verdiskapning i norsk
næringsliv, blir de resterende driftskostnadene 480 mill NOK. Samlet er norsk andel av
verdiskapningen i en normalt driftsår beregnet til 452 mill NOK eller 97 % av
driftskostnadene for Bream. Den beregnede norske verdiskapningen fordeler seg på
Page 72
næring som vist i Figur 7.5.
500
Verkstedindustri
450
Boring
Varehandel
400
Bygg og anlegg
Transport
350
Mill kr
Oljevirksomhet
300
Foretningsmessig.tj.yt
250
200
150
100
50
0
Drift Bream
Figur 7.5 Beregnet norsk verdiskapning i driftsfasen fordelt på næring. Mill NOK
7.4 Sysselsettingsvirkninger av Bream
For beregning av sysselsettingsmessige virkninger av utbygging og drift av Bream er det
benyttet en forenklet kryssløpsbasert beregningsmodell som simulerer de økonomiske
sammenhengene i norsk økonomi (SSB). Virkningskoeffisientene i modellen er hentet fra
nasjonalregnskapet . Modellen tar utgangspunkt i beregnede vare- og tjenesteleveranser
fra norsk næringsliv fordelt på næring og år, det vises til kapittel 7.3. På dette grunnlag
beregnes den samlede produksjonsverdien som skapes i norsk næringsliv som følge av
disse leveransene, og videre konsumvirkninger som følge av de sysselsattes forbruk,
skattebetalinger mv. Til sammen gir dette prosjektets sysselsettingsvirkninger. Det gjøres
oppmerksom på at beregningen inneholder usikkerhet.
Beregningene bygger på investeringsbeløp og forventninger om norsk andel av
investeringene. Brukes modellapparatet som angitt ovenfor, framkommer en beregning av
sysselsettingsmessige virkninger av Bream på nasjonalt nivå fordelt på næring og tid som
vist i Figur 7.6. Sysselsettingsvirkningene av utbygging av Bream fordeler seg over fem år i
perioden 2014-2018, med 2017 som klart toppår. Samlet er sysselsettingsvirkningene i
utbyggingsfasen beregnet til nær 3 800 årsverk. Disse fordeler seg med 1 700 årsverk i
direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter, 800 årsverk hos deres
underleverandører og 1 300 årsverk i konsumvirkninger. Sysselsettingsvirkningene fordeler
seg på en lang rekke næringer, betydelig flere enn vare- og tjenesteleveransene i Figur
7.4. Dette skyldes konsumvirkningene som sprer seg på flere næringer, særlig varehandel
og offentlig virksomhet.
Beregnede sysselsettingsvirkninger fordelt på næring av drift av Bream første hele driftsår
(2019) framgår av Figur 7.7. Sysselsettingsvirkningene i driftsfasen er beregnet til rundt
470 årsverk i et normalår. Petroleumsvirksomheten selv står her for rundt 150 årsverk, dels
til drift av FPSO'en fordelt på tre skift, og dels i driftsorganisasjonen på land. Andre
Page 73
1800
1600
1400
1200
Andre næringer
Off tj yting
Forretningsmessig tjenesteyting
Oljevirksomhet
Boring
Bygg og anlegg
Varehandel, hotell, restaurant
Transport
Industriproduksjon
Årsverk
1000
800
600
400
200
0
2014
2015
2016
2017
2018
Figur 7.6 Beregnede sysselsettingsvirkninger av utbygging av Bream. Årsverk fordelt på næring og tid.
500
Off tj yting
Forretningsmessig tjenesteyting
450
Oljevirksomhet
400
Bygg og anlegg
Varehandel, hotell, restaurant
350
Transport
Årsverk
300
Industriproduksjon
250
200
150
100
50
0
Drift Bream
Figur 7.7 Beregnede sysselsettingsvirkninger av drift av Bream. Årsverk i et normalår fordelt på næring.
næringer som får betydelig sysselsettingseffekter i driftsfasen er særlig transportvirksomhet
og varehandel.
Page 74
8 Referanser
Acona 2012a. Liv Mari Høydal og Espen Donali. Stokastisk simulering av potensielle
oljeutslipp tilavs under produksjon på feltet Bream. En analyse for BG Norge.
Add Wellflow 2011. Blowout and Kill Evaluations Bream.
Agenda Kaupang, 2014. Utbygging og drift av Bream. Samfunnsmessige virkninger.
Rapport nr. 8406.
Akvaplan-niva / Proactima, 2012: Kunnskapsinnhenting for det nordøstlige Norskehav og
for konsekvensutredninger for Jan Mayen og Barentshavet sørøst. Virkninger av
petroleumsvirksomhet for fiskeri og havbruk ved normal drift.
Ambio Miljørådgivning (2006). Regional konsekvensutredning Nordsjøen - Beskrivelse av
miljøtilstanden offshore, økosystem og naturressurser i kystsonen samt sjøfugl.
Barrett, R.T., Lorentsen, S.-H., Anker-Nilssen, T. (2006). The status of breeding seabirds in
mainland Norway. Atlantic Seabirds 8:3.
BG Norge, 2012. Plan for utbygging av drift av Bream - konsekvensutredning.
Birkely, R., Sandberg, J. H., Urke, H. A., Palerud, R., Abelsen, R. & Larsen, L.-H. 2006.
Oppdatering RKU Nordsjøen; Fiskerinæringen og konsekvenser Akvaplan-niva AS.
Rapport APN-421.3484.1
DNV 2011: Grunnlagsundersøkelser 2010: Pi, Bream, Yme Gamma, Yme Beta, Jordbær
og Visund Sør. Rapport for Talisman, BG og Statoil. DNV-rapport nr. 2011-0340.
DNV 2013: Miljøovervåking og grunnlagsundersøkelser i Region II 2012.
Sammendragsrapport. DNV-rapport nr. 2013-0229.
Fauchald, P. (2011). Sjøfugl i åpent hav. Utbredelsen av sjøfugl i norske og tilgrensende
havområder. NINA rapport 786.
Fiskeridirektoratet 2010. Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen. Beskrivelse av
fiskeriaktiviteten. TA-nummer: 2665/2010.
Gardline 2014. NCS 17/12 Bream Area Development Survey, July 2014, Gardline Report
Ref 10219.1
Gasbjerg, G., Christensen-Dalsgaaard, S., Lorentsen, S.-H., Systad, G. H., Anker-Nilssen,
T. (2011). Tverrsektoriell vurdering av konsekvenser for sjøfugl. NINA Rapport 733.
Havforskningsinstitutte (2010). Sjøens pattedyr. Fisken og havet, særnummer 2-2010.
Havforskningsinstituttet (2012a). Sårbare områder. ArcGIS data. Bunnfauna.
Page 75
Havforskningsinstituttet (2012b). Havforskningsrapporten 2012. Fisken og Havet,
Særnummer 1-2012.
Havforskningsinstituttet (2014). Havforskningsrapporten. Fisken og havet. Særnummer 12014.
Huse G., Klungsøyr J., Svendsen E., Alvsvåg J. og Toresen R. (2006). Miljø og
naturressursbeskrivelse for Nordsjøen. Underlagsrapport for Regional
Konsekvensutredning (RKU) Nordsjøen 2006.
Klif 2012. Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Samlet påvirkning og
miljøkonsekvenser. Utarbeidet av faggruppen for Nordsjøen og Skagerrak, 2012. Klifrapport TA-2907/2012.
Kystverket 2011. Konsekvenser av skipstrafikk i Nordsjøen og Skagerrak. TA-nummer
2830/2011.
Kystverket 2014. http://kart.kystverket.no/default.aspx?gui=1&lang=2
Ledje. U. P, Folvik, A. & larsen, V. 2006. Regional konsekvensutredning Nordsjøen Beskrivelse av miljøtilstanden offshore, økosystem og naturressurser i kystsonen samt
sjøfugl. Ambio Miljørådgivning. Rapport nr: 20137-1
Meld. St. 37 (2012-2013) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Nordsjøen og
Skagerrak (forvaltningsplan)
Miljødirektoratet 2013: Forslag til handlingsplan for norske utslipp av kortlevde
klimadrivere. Rapport M89/2013. Foreløpig rapport, desember 2013.
Miljødirektoratet 2014. Retningslinjer for rapportering fra petroleumsvirksomheten til havs.
M107-2014.
Norsk Sjøfartsmuseum 2006: RKU Nordsjøen 2006. Underlagsrapport: Beskrivelse av
kulturminner i Nordsjøen. Vurdering av sannsynligheten for nye funn av kulturminner og
konflikt mellom kulturminner og petroleumsvirksomhet.
NOROG 2014. Miljørapport 2014. Norsk olje og gass, august 2014.
OED 2014. Prognoser fra OED Faktaheftet 2014
OLF 2006. RKU - Nordsjøen. Oppdatering av regional konsekvensutredning for
petroleumsvirksomheten i Nordsjøen.
Oljedirektoratet 2010: Veiledning til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst
(PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum
(PAD). Februar 2010.
Ottersen, G., Postmyr, E. & Irgens, M. (red.). 2010. Faglig grunnlag for en forvaltningsplan
for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport Fisken og Havet 6/2010
Page 76
PONAS 2014. Premier Oil Norge AS, økonomiske beregninger Bream pr. september 2014.
Proactima /Akvaplan-niva, 2012. NSGI-prosjektet, Virkninger for fiskeri og akvakultur.
Proactima-rapport nr 1070745, august 2012. Rapport utarbeidet for Statoil.
Safetec 2009: Vessel traffic survey and collision risk assessment. 17/12 Bream. Safetec,
januar 2009.
Scandpower 2013. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore
blowout database 2012. Report no. 19.101.001-8/2013/R3.
SINTEF 2011: Weathering properties of Bream crude oil related to oil spill response.
SINTEF rapport 30.03.2011.
SSB. Modellen er basert på Statistisk Sentralbyrås Nasjonalregnskapsstatistikk.
Unitech 2012: Bream Field Concept Power From Shore Study. Joint report Unitech Power
Systems AS and Add Novatech AS (Document No. UPS-2011089-R01). April 2012.
Unitech 2013: Egersund Basin Area Development. Bream/Mackerel and Yme Common
Power from Shore. Rapportnr. UPS-2013066-R01, 11. oktober 2013.
Unitech/Add Novatech 2013: Bream Field Sevan Concept Power From Shore Stydy.
Rapportnr. UPS-2013040-R01, 1. juli 2013.
Page 77
9 Vedlegg - Fastsatt utredningsprogram for Bream
Page 78

Plan for Utbygging of drift av Bream - del 2

Transcription

Similar documents

Print http://epaper.24heures.ch/eebrowser/frame/2_5t.dev/php

Transport og fylling av biogass

Biogass - Scania

Information in English - Finansavisen

Visualisering

Sjøfuglreservater i Rogaland

Overvåkningsplan Januar 2015

Referat Faglig Forum operasjoner 3sep13.pdf

Kommunal mynde og tilsyn på avløpssektoren v/ Terje Farestveit

Visma Samhandling Arkiv

Det norske eventyr

Konsekvensutredning for utbygging og drift av PL255 Linnorm

Naturfaglig evaluering av norske verneområder