Konsekvensutredning for utbygging og drift av PL255 Linnorm

Transcription

Plan for utbygging og drift av Linnorm-feltet
PL255
Del 2 - Konsekvensutredning
September 2012
Partnere:
Utbygging og drift av Linnorm-feltet
Forord
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse PL255 har startet en planleggingsprosess for utvikling
av Linnorm-feltet. Forslag til utredningsprogram ble sendt på høring 9.3.2012. Basert på
dette forslaget og mottatte kommentarer fastsatte Olje- og energidepartementet
utredningsprogrammet 4.7.2012.
I henhold til fastsatt utredningsprogram, og på vegne av rettighetshaverne, har operatøren
A/S Norske Shell utarbeidet foreliggende konsekvensutredning for prosjektet.
Konsekvensutredningen er utarbeidet i henhold til siste veileder for PUD/PAD, utgitt av Oljeog energi-departementet i februar 2010. Konsekvensutredningsarbeidet bygger delvis på
regional konsekvensutredning for Norskehavet (RKU Norskehavet, 2003), senere publisert
materiale fra nasjonale direktorat/institutt samt myndighetenes Forvaltningsplan for
Norskehavet (2009) med underliggende rapporter. Videre er feltspesifikke problemstillinger
utredet og dokumentert i konsekvensutredningen for Linnorm-feltet.
Eventuelle kommentarer eller innspill til konsekvensutredningen anmodes sendt til A/S
Norske Shell med kopi til Olje- og energidepartementet. I forståelse med Olje- og
energidepartementet er høringsperioden satt til 12 uker.
Konsekvensutredningen ligger elektronisk på www.shell.no.
Tananger, 7. september 2012.
2
INNHOLDSFORTEGNELSE
SAMMENDRAG ...................................................................................................................................... 6
FORKORTELSER ................................................................................................................................... 9
1
INNLEDNING ................................................................................................................................. 10
1.1
Bakgrunnen for konsekvensutredningen ............................................................................... 10
1.2
Lovverkets krav til konsekvensutredning ............................................................................... 10
1.2.1
Krav i internasjonalt lovverk ............................................................................................... 10
1.2.2
Krav i norsk lovverk ........................................................................................................... 10
1.3
2
Konsekvensutredningsprosess.............................................................................................. 11
1.3.1
Eksisterende utredninger for området ............................................................................... 11
1.3.2
Saksbehandling for konsekvensutredning ......................................................................... 11
1.3.3
Tilgrensende KU prosesser ............................................................................................... 12
1.4
Tidsplan for konsekvensutredningsprosessen ...................................................................... 13
1.5
Nødvendige søknader og tillatelser ....................................................................................... 13
PLANER FOR UTBYGGING, INSTALLASJON OG DRIFT ........................................................... 15
2.1
Bakgrunn for utbyggingsplanene ........................................................................................... 15
2.2
Rettighetshavere og eierforhold ............................................................................................ 15
2.3
Feltbeskrivelse ....................................................................................................................... 15
2.4
Andre funn og prospekt i området ......................................................................................... 16
2.5
Reservoarbeskrivelse ............................................................................................................ 17
2.6
Ressurser, reserver og produksjonsplaner ........................................................................... 17
2.7
Alternative utbyggingsløsninger ............................................................................................ 19
2.8
Anbefalt utbyggingsløsning ................................................................................................... 21
2.8.1
Havbunnsinstallasjoner ..................................................................................................... 21
2.8.2
Rørledninger ...................................................................................................................... 23
2.8.3
Eksport av gass og kondensat .......................................................................................... 25
2.8.4
Modifikasjonsbehov på vertsplattformen Draugen som følge av Linnorm-tilknytning ....... 26
2.9
Boring og brønn ..................................................................................................................... 31
2.10
Tidsplan ................................................................................................................................. 32
2.11
Investering og kostnader ....................................................................................................... 33
2.12
Avvikling av virksomheten ..................................................................................................... 33
2.13
Tiltak for å redusere utslipp ................................................................................................... 33
2.13.1
2.14
BAT-vurderinger ............................................................................................................ 33
Helse, miljø og sikkerhet ....................................................................................................... 36
3
METODIKK FOR VURDERING AV KONSEKVENSER ................................................................ 39
4
OPPSUMMERING AV INNKOMNE HØRINGSUTTALELSER TIL FORSLAGET TIL
UTREDNINGSPROGRAM .................................................................................................................... 41
5
STATUSBESKRIVELSE AV MILJØTILSTANDEN ........................................................................ 51
5.1
Meteorologi og oseanografi ................................................................................................... 51
3
6
5.2
Bunnforhold ........................................................................................................................... 52
5.3
Bunnfauna ............................................................................................................................. 52
5.4
Pockmarks ............................................................................................................................. 52
5.5
Koraller .................................................................................................................................. 53
5.6
Plankton ................................................................................................................................. 54
5.7
Fisk ........................................................................................................................................ 55
5.7.1
Fisk med gyteområder ved Linnorm .................................................................................. 55
5.7.2
Fisk med utbredelsesområder ved Linnorm ...................................................................... 56
5.7.3
Kort presentasjon av fiskeartene ....................................................................................... 59
5.8
Sjøfugl.................................................................................................................................... 62
5.9
Marine pattedyr ...................................................................................................................... 64
5.10
Spesielt verdifulle områder (SVO) ......................................................................................... 64
5.11
Miljøovervåkning og status for forurensning .......................................................................... 65
5.12
Havbunnskartlegging ............................................................................................................. 67
5.13
Kulturminner .......................................................................................................................... 70
MILJØMESSIGE KONSEKVENSER OG AVBØTENDE TILTAK .................................................. 71
6.1
Utslipp til luft .......................................................................................................................... 71
6.1.1
Beskrivelse av utslipp til luft i boreog anleggsfasen ........................................................ 71
6.1.2
Beskrivelse av utslipp til luft i driftsfasen ........................................................................... 72
6.1.3
Utslipp til luft fra Linnorm i en regional sammenheng ....................................................... 74
6.1.4
Utslipp til luft ved avvikling ................................................................................................. 76
6.1.5
Konsekvenser av utslipp til luft .......................................................................................... 76
6.1.6
Utslippsreduserende tiltak ................................................................................................. 76
6.2
Utslipp til sjø .......................................................................................................................... 77
6.2.1
Beskrivelse av og konsekvensvurdering av utslipp til sjø i boreog installasjonsfasen.... 77
6.2.2
Beskrivelse og konsekvenser av regulære utslipp til sjø i driftsfasen ............................... 79
6.2.3
Konsekvenser av regulære utslipp til sjø ved avvikling ..................................................... 82
6.2.4
Konsekvenser av utslipp til sjø .......................................................................................... 82
6.2.5
Utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak .......................................................................... 82
6.3
Akutte utslipp til sjø og beredskap ......................................................................................... 83
6.3.1
Miljørisikoanalyse resultater fra Onyx Sør ......................................................................... 84
6.3.2
Forskjeller mellom Linnorm-feltet og Onyx Sør ................................................................. 89
6.3.3
Miljørisiko for Linnorm-feltet .............................................................................................. 89
6.3.4
Risiko for 3. part................................................................................................................. 89
6.3.5
Tiltak for å redusere sannsynlighet for akutte utslipp ........................................................ 90
6.3.6
Lekkasjedeteksjon ............................................................................................................. 90
6.3.7
Beredskap.......................................................................................................................... 91
6.4
Fysiske inngrep ..................................................................................................................... 91
6.4.1
Konsekvenser for bunnfauna ............................................................................................. 91
6.4.2
Konsekvenser for kulturminner .......................................................................................... 92
4
6.4.3
6.5
7
Næringsavfall ..................................................................................................................... 93
6.5.2
Farlig avfall ........................................................................................................................ 93
SAMFUNNSMESSIGE KONSEKVENSER OG AVBØTENDE TILTAK ........................................ 94
Socio-økonomiske effekter og sysselsettingseffekter ........................................................... 94
7.1.1
Problemstillinger belyst i samfunnsanalysen ..................................................................... 94
7.1.2
Bedriftsøkonomisk lønnsomhet ved utbygging og drift...................................................... 94
7.1.3
Samfunnsmessig lønnsomhet ........................................................................................... 97
7.1.4
Virkninger på investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet ....................................... 98
7.1.5
Vare og tjenesteleveranser til utbygging og drift ............................................................... 99
7.1.6
Sysselsettingsvirkninger .................................................................................................. 101
7.2
Konsekvenser for fiskeri ...................................................................................................... 106
7.2.1
Beskrivelse av fiskeriaktivitet ........................................................................................... 106
7.2.2
Konsekvenser for fiskeri i boreog installasjonssfase..................................................... 110
7.2.3
Konsekvenser for fiskeri i driftsfase ................................................................................. 111
7.2.4
Konsekvenser for fiskeri ved avvikling............................................................................. 111
7.2.5
Konsekvenser av seismiske undersøkelser .................................................................... 111
7.2.6
Avbøtende tiltak for fiskerinæringen ................................................................................ 112
7.2.7
Konsekvenser for fiskerinæringen ................................................................................... 112
7.3
7.3.1
9
Avfallshåndtering ................................................................................................................... 92
6.5.1
7.1
8
Avbøtende tiltak for fysiske inngrep................................................................................... 92
Konsekvenser for skipstrafikk .............................................................................................. 112
Avbøtende tiltak for skipstrafikk ....................................................................................... 113
SAMMENSTILLING AV KONSEKVENSER OG FORSLAG TIL AVBØTENDE TILTAK ............. 114
8.1
Sammenstilling av konsekvenser for boreog installasjonsfase ......................................... 114
8.2
Sammenstilling av konsekvenser for driftsfase ................................................................... 115
8.3
Sammenstilling av konsekvenser for avviklingsfase ........................................................... 116
8.4
Forslag til avbøtende tiltak ................................................................................................... 116
8.5
Plan for oppfølging av problemstillinger og fremtidig miljøovervåking ................................ 118
REFERANSER ............................................................................................................................. 119
5
SAMMENDRAG
Linnorm-funnet, tidligere Onyx, er lokalisert i utvinningstillatelse PL255 i Norskehavet. Funnet
ligger omtrent 50 kilometer nordvest for Draugen og 225 kilometer nord for Nyhamna. PL255
ble tildelt i 2000. Dagens eiere i lisensen er A/S Norske Shell (operatør), Petoro AS, Statoil
Petroleum AS og Total E&P Norge AS.
Linnorm-reservoaret har høyt trykk og høy temperatur (HTHP) og inneholder gass med 7 %
CO2 og små mengder H2S (20-35 ppm) og kvikksølv (ca. 50 µg/m3) samt voksholdig
kondensat. Kondensat/gass-forholdet forventes å være i området 1-90 m3/MSm3. De totale
utvinnbare gassreservene med dagens utviklingskonsept er estimert å være i
størrelsesorden 16-30 milliarder Sm3. I tillegg vil mindre mengder kondensat bli produsert.
Denne konsekvensutredningen omfatter utbygging av Linnorm-feltet med fem
produksjonsbrønner. Onyx Sør er et nærliggende prospekt til Linnorm, med boring av en
letebrønn planlagt tidlig 2013. Ved et eventuelt funn, vil Onyx Sør bli tilkoblet Linnorm som
en separat utbygging, foreløpig planlagt med to brønner, hvor beslutning for investeringen vil
bli tatt i 2014. En utbygging av Linnorm gass fra tette reservoarformasjoner er en fremtidig
oppside til den konvensjonelle Linnorm utbyggingen. Utvinning av gass fra tette formasjoner
vurderes i en mulighetsstudie. Beslutningen om investering vil tidligst bli tatt i 2014.
Anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet er en havbunnsutbygging med installasjon av
to brønnrammer og tilknytning til Draugen-plattformen for prosessering og eksport.
Brønnstrømmen fra Linnorm kobles opp mot Draugen-plattformen via en 16’’ rørledning på
om lag 55 km. Eksportplanene for Linnorm-gassen er basert på at dagens
gasseksportrørledning fra Draugen kobles på den fremtidige Norwegian Sea Gas
Infrastructure rørledningen (NSGI) til Nyhamna. Linnorm-kondensatet blandes med Draugenolje og eksporteres med skytteltankskip. Produsert vann fra Linnorm-feltet injiseres til
Draugen-reservoaret etter separasjon.
Draugen-plattformen har per i dag ikke tilstrekkelige fasiliteter for gassprosessering av
Linnorm gassen. Tilknytning av Linnorm vil medføre et betydelig modifikasjonsarbeid som
følge av installasjon av et nytt tog for gassprosessering samt ny gasskompressor. For å
dekke kraftbehovet til den nye gasskompressoren vil en ny 15 MW gassturbin bli installert på
Draugen-plattformen. Prosessering av brønnstrømmen fra Linnorm på Draugen vil i tillegg
medføre et kraftbehov på om lag 2,4 MW som vil dekkes av eksisterende kraftgenererende
utstyr på plattformen.
Foreløpig borekonsept innebærer boring av fem produksjonsbrønner fra en oppankret halvt
nedsenkbar borerigg. Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske fra de øverste
seksjonene planlegges sluppet ut til sjø, mens oljebasert borekaks fra de nedre seksjonene
vil tas til land for videre behandling og deponering.
De totale investeringskostnadene for utbyggingen av Linnorm-feltet, inkludert modifikasjoner
på Draugen, er foreløpig kostnadsberegnet til ca. 16,7 milliarder kroner.
Produksjonsprofiler (gass, kondensat og vann) i konsekvensutredningen er basert på
datagrunnlag fra sommeren 2012. Etterhvert som planleggingen fremskrider vil det være en
kontinuerlig oppdatering av datagrunnlaget, og endelige produksjonsprofiler som ligger til
grunn for investeringen kan dermed komme til å avvike noe i forhold til
konsekvensutredningen. For eksempel er det en forventning til at mengden produsert vann
vil bli lavere enn beskrevet, noe som vil være en fordel i forhold til Draugens kapasitet for
vanninjeksjon.
6
Foreliggende konsekvensutredning har vurdert mulige positive og negative virkninger av
utbygging og drift av Linnorm feltet på naturresurser, miljø, kulturminner, og samfunn/andre
næringer. Det er i tillegg identifisert og diskutert mulige tiltak for å redusere eventuelle
negative virkninger og fremme positive virkninger.
Utslipp til luft i boreog installasjonsfasen er estimert til totalt ca. 140 000 tonn CO2, ca. 3000
tonn NOx og ca. 120 tonn SO2 over en periode på 3 år. Konsekvensene er vurdert å være
ubetydelige. Gjennomsnittlig utslipp til luft fra produksjon og eksport fra Linnorm-feltet er
foreløpig beregnet til om lag 110.000 tonn for CO2 per år og ca. 200 tonn for NOx per år.
Dette utgjør ca. 1 % av de norske utslipp av CO2 og ca. 1,6 % av de nasjonale utslipp av
NOx. Utslipp til luft fra produksjon og eksport fra Linnorm-feltet er vurdert å medføre en liten
negativ miljøkonsekvens. Ulike tiltak vurderes for å redusere utslippene.
I boreog installasjonsfasen vil det være utslipp til sjø av ca. 14 300 tonn kaks med vedheng
av vannbasert borevæske. Konsekvensene av utslippene er vurdert å være ubetydelige,
under forutsetning av at det gjennomføres nødvendige avbøtende tiltak. Det vil blant annet i
det videre arbeidet bli foretatt kartlegging av korallforekomster. Dersom det avdekkes
verneverdige arter vil det bli foretatt risikovurdering av konsekvenser knyttet til utslipp av
borekaks.
Produsert vann fra Linnorm vil injiseres i Draugen reservoaret, sammen med produsert vann
fra Draugen. Vanninjeksjonssystemet forventes å ha en regularitet på 90 %. Det forventes
dermed et utslipp av 10 % av den årlige vannmengden, tilsvarende ca. 60 000 m3/år fra
Linnorm. I år 2022 vil det i tillegg være et utslipp av ca. 20 000 m 3 produsert vann, som følge
av at vannproduksjonen overstiger injeksjonskapasiteten på Draugen. Konsekvensene for
marine resurser som følge av utslipp av produsert vann fra Linnorm er vurdert å være
ubetydelige, under forutsetning av at valgte avleirings-hemmere dokumenteres å ha
akseptable toksisitetsdata.
Akutte utslipp av gass er i hovedsak vurdert å representere en sikkerhetsrisiko og
modellering av gassutslipp inngår derfor ikke i konsekvensutredningen. Miljøvurderingene i
konsekvensutredningen av akutt utslipp til sjø er basert på et influensområde som er fastsatt
ut fra modellering av en utblåsning med Linnorm-kondensat i boreog driftsfasen.
Konsekvensene, som er vurdert med tanke på sjøfugl, sjøpattedyr og strandhabitater, av en
utblåsning på Linnorm er vurdert å være små både i bore-fasen og i driftsfasen.
Innvirkningen på koraller som følge av fysiske inngrep på havbunnen i forbindelse med
installasjon av brønnrammer og rørledninger forventes å være små, forutsatt at
installasjonene plasseres med den anbefalte avstand til korallene.
Det er ikke registrert kulturminner i utbyggingsområdet. Dersom kulturminner avdekkes i den
kommende havbunnsundersøkelsen vil Riksantikvaren bli kontaktet.
Boring av brønner med mineraloljebasert borevæske vil generere ca. 30 300 tonn oljeholdig
kaks. Dette vil bli transportert til land for behandling på godkjent anlegg. Installasjon av
kvikksølvfanger på Draugen for å fjerne kvikksølv i gass-strømmen introduserer en ny
avfallstype. Årlig utskilles ca. 240 tonn kvikksølv. Regenerering av kvikksølvholdig
absorpsjonsmiddel anbefales utført av leverandør av kvikksølvfanger. Mengder av annet
avfall som genereres i forbindelse med utbygging og drift av Linnorm-feltet er ikke estimert,
men dette vil bli håndtert i henhold til gjeldende regulativer, og som beskrevet i avfallsplan for
borerigg og for Draugen-plattformen.
Fiskeriaktivitetene i området omkring Linnorm og langs rørtraséen er lav, og det fiskes
primært med line. De negative konsekvensene for fiskerivirksomhet i borefasen og ved
7
regulær drift på Linnorm-feltet vurdert som ubetydelige. Konsekvenser for fiskeri knyttet til
seismiske undersøkelser er også vurdert som ubetydelige.
Skipstrafikken i området omkring Linnorm er begrenset, og arealene som vil påvirkes av
begrensninger for skipstrafikk som følge av Linnorm vil være små og begrenset i tid. De
negative konsekvensene av Linnorm-utbyggingen for skipstrafikk vurderes som ubetydelige i
utbyggingsfasen. I driftsfasen er det ikke identifisert negative konsekvenser for skipstrafikk.
Den samlede sysselsettingsvirkningen av utbygging og drift av Linnorm utgjør 10 700
årsverk. I 2014-2016 gir OEDs prognoser for utbygging høye investeringstall. Linnorm-feltet
vil derfor bygges ut i en periode da det kan forventes høy etterspørsel etter arbeidskraft
innen oljeog gassnæringen og leverandørindustrien.
De viktigste konsekvensene er oppsummert i figur 0.1 nedenunder.
Figur 0.1. Oppsummering av de viktigeste konsekvensene ved utbygging av Linnorm-feltet.
Datagrunnlaget for konsekvensutredningen er basert på nyeste tekniske og økonomiske data
som var tilgjengelig tidlig sommer 2012. Kontinuerlig utvikling og detaljering av tekniske og
økonomiske vurderinger har pågått parallelt med utarbeidelse av konsekvensutredningen
(september 2012), og dette vil føre til noen mindre variasjoner med tanke på endelig Plan for
utbygging og drift (PUD) innlevering i 1. kvartal 2013.
8
FORKORTELSER
Førkortelse Beskrivelse
AD
ALARP
ATS
BAT
CO2
CTS
DEH
DP
DREAM
EIF
GPS
H2S
HIPPS
HMS
HPHT
IPPC
Klif
KU
LNG
MEG
MRDB
NPD
NSGI
NOx
NSGI
OD
OED
OLF
OSPARkonvensjon
PAD
PAH
pH
PL
PLONOR
ppb
ppm
Ptil
PUD
RKU
ROV
3
Sm
SO2
TEG
THC
TOM
VOC
Arbeidsdepartementet
As Low As Reasonable Practible
Åsgard Transport System
Best Available Techniques (best tilgjengelige teknikker)
Karbondioksid
Cuttings Transport System (transportsystem for kaks)
Direct Electric Heating (direkte elektrisk oppvarming)
Dynamisk Posisjonering
Dose Related Risk Exposure and Assesment
Environmental Impact Factor
Global Positioning System
Hydrogen sulfid
High Integrity Pipeline/Pressure Protection System
Helse, miljø og sikkerhet
High Pressure High Temperature (høyt trykk høy temperatur)
Integrated Pollution Prevention and Control
Klima- og forurensningsdirektoratet
Konsekvensutredning
Liquid Natural Gas (flytende naturgass)
Mono etylen glycol
Marin Resurs DataBase
naftaleneer, fenantrener, og dibenzotiofener
Norwegian Sea Gas Infrastructure
Nitrogenoksider
Norwegian Sea Gas Infrastructure
Oljedirektoratet
Olje- og energidepartementet
Oljeindustriens landsforening
Oslo and Paris Conventions for the protection of the marine
environment of the North-East Atlantic/ Konvensjon om bevaring
av det marine miljø i Nordøst-Atlanteren
Plan for anlegg og drift
Polysykliske aromatiske hydrokarboner
Måleenhet for surhetsgrad i vannløsninger
Produksjonslisens
Pose Little Or No Risk
Deler per milliard
Deler per million
Petroleumstilsynet
Plan for utbygging og drift
Regional konsekvensutredning
Remotely operated vehicle (fjernstyrt mini-ubåt)
Standard kubikkmeter
Svoveldioksid
Trietylenglykol
Total mengde hydrokarboner
Totalt organisk materiale
Flyktige organiske forbindelser
9
1 INNLEDNING
På vegne av rettighetshaverne for utvinningstillatelse (PL) 255 legger A/S Norske Shell
(heretter referert til som Norske Shell) som operatør frem en konsekvensutredning relatert til
planer for utbygging og drift av Linnorm-feltet. Feltet ligger på norsk sokkel i Norskehavet, i
blokk 6406/9.
1.1 Bakgrunnen for konsekvensutredningen
En konsekvensutredning (KU) har som formål å redegjøre for virkningene et større
utbyggingsprosjekt har på miljø, naturressurser, kulturminner og samfunn. Arbeidet med
konsekvensutredningen er en viktig del av planleggingsfasen til et utbyggingsprosjekt og
sikrer at virkningene av prosjektet tas i betraktning i en tidlig fase.
Konsekvensutredningsprosessen er åpen og virkningene av en utbygging skal gjøres synlige
for myndigheter og interesseorganisasjoner. Myndighetene vil på denne måten ha et godt
beslutningsgrunnlag når det skal avgjøres om, eller på hvilke vilkår, en godkjennelse av
utbyggingen skal gis. Konsekvensutredningen er en del av en Plan for utbygging og drift
(PUD) og/eller Plan for anlegg og drift (PAD). Utarbeidelsen av konsekvensutredningen er
basert på et utredningsprogram som ble fastsatt av Olje- og energidepartementet (OED)
4.7.2012 etter en offentlig høring av rettighetshavernes forslag til utredningsprogram.
1.2 Lovverkets krav til konsekvensutredning
1.2.1 Krav i internasjonalt lovverk
EUs Rådsdirektiv 97/11/EC krever konsekvensutredninger for offentlige og private prosjekter
som kan ha vesentlige miljø- og/eller samfunnsøkonomiske konsekvenser.
FNs ”Konvensjon om konsekvensutredninger av tiltak som kan ha grenseoverskridende
miljøvirkninger” (Espoo-konvensjonen) forplikter parter om å varsle nabostat om planlegging
av tiltak som kan få miljøvirkninger ut over landegrensene. Konvensjonen trådte i kraft i
1997. Basert på geografisk beliggenhet av Linnorm-feltet vurderes det ikke som relevant å
vurdere grenseoverskridende miljøvirkninger ved utbygging og drift av feltet, inkludert ikkeplanlagte utslipp.
1.2.2 Krav i norsk lovverk
I henhold til Lov om petroleumsvirksomhet (Petroleumsloven) § 4-2 (sist endret 18.6.2010),
stilles det krav til konsekvensutredning i forbindelse med utbygging og drift av en
petroleumsforekomst. Kravet til konsekvensutredning gjelder petroleumsvirksomhet hvor
utbyggingen og/eller driften antas å ha betydelige virkninger på samfunn og miljø. Innholdet i
konsekvensutredningen er angitt i § 22a i petroleumsforskriften (sist endret 20.1.2006) og i
veilederen til plan for utbygging og drift av petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og
drift av innretninger for transport og utnyttelse av petroleum (PAD) (Olje- og
energidepartementet, 2010). Det er rettighetshaverne som har ansvar for å utarbeide
konsekvensutredningen.
“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” (Petroleumsforskriften § 22).
10
1.3 Konsekvensutredningsprosess
1.3.1 Eksisterende utredninger for området
Jfr. veileder til PUD/PAD vil rettighetshaverne benytte eksisterende regional
konsekvensutredning for Norskehavet (RKU Norskehavet, 2003) for å delvis dekke
utredningsplikten for Linnorm-utbyggingen.
For å beskrive naturressurser og generelle miljøforhold vil i tillegg senere publisert materiale
fra nasjonale direktorat/institutt, myndighetenes Forvaltningsplan for Norskehavet (2009)
med underliggende rapporter, rapporter fra oljeindustriens miljøovervåkning, samt
feltspesifikke rapporter for Linnorm-feltet benyttes i konsekvensutredningen. Videre vil
oppdatert informasjon om fiskeriaktiviteten i det aktuelle området innhentes fra
Fiskeridirektoratet. Da prognosegrunnlaget i den regionale konsekvensutredningen er
utdatert vil nye prognoser forespørres fra Oljedirektoratet for bruk i konsekvensutredningen
for vurderinger knyttet til region/havområde.
1.3.2 Saksbehandling for konsekvensutredning
Konsekvensutredningsprosessen starter med at rettighetshaverne utarbeider et
utredningsprogram. Operatøren sender forslaget til utredningsprogram til høring til relevante
høringsparter (myndigheter, organisasjoner og andre interessenter) som er anbefalt av Oljeog energidepartementet (OED). Samtidig kunngjøres det i Norsk Lysningsblad at forslaget til
utredningsprogram er sendt på høring og forslaget til utredningsprogram gjøres tilgjengelig
på internett. For Linnorm-utbyggingen ble høringsperioden i samråd med OED satt til 12
uker. Uttalelsene til forslaget til utredningsprogram ble sendt til Norske Shell (operatør) med
kopi til OED. Norske Shell sammenfattet disse og ga sin vurdering i forhold til implementering
av uttalelsene i utredningsprogrammet. Dette ble igjen lagt frem for OED som fastsatte
utredningsprogrammet basert på uttalelsene og rettighetshavernes kommentarer til og/eller
implementering av disse. Programmet ble formelt fastsatt av OED 4.7.2012.
Rettighetshaverne gjennomfører konsekvensutredningsarbeidet i henhold til fastsatt
utredningsprogram. Konsekvensutredningen sendes til høring til myndigheter og
interesseorganisasjoner, samtidig som det kunngjøres i Norsk Lysningsblad at
konsekvensutredningen er sendt på høring. Konsekvensutredningen, og så langt som mulig
relevant bakgrunnsinformasjon, gjøres tilgjengelig på internett. Fristen for høring skal ikke
være kortere enn seks uker, og vil for Linnorm tentativt være 12 uker. Uttalelser til
konsekvensutredningen som kommer inn under høringsperioden sendes til rettighetshaver
som videresender disse til OED. Departementet vil på bakgrunn av høringen ta stilling til om
det er behov for tilleggsutredninger eller dokumentasjon om bestemte forhold. Eventuelle
tilleggsutredninger skal forelegges berørte myndigheter og dem som har avgitt uttalelse til
konsekvensutredningen før det fattes vedtak i saken. OED presenterer saksdokumentene for
Regjering (p.t. > 10 mrd. NOK investeringer) eller Storting for beslutning.
Myndighetsprosessen for behandling av PUD/PAD, inkludert konsekvensutredning, for
Linnorm-utbyggingen er skissert i figur 1.1.
11
Figur
1.1.
Skjematisk
fremstilling
av
utredningsprosess
og
saksbehandling
for
konsekvensutredninger. (OED: Olje- og energidepartementet, PUD: plan for utbygging og drift av en
petroleumsforekomst, PAD: plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av
petroleum, AD: arbeidsdepartementet).
1.3.3 Tilgrensende KU prosesser
Anbefalt utbyggingsløsning innebærer tilknytning av Linnorm til en ekstern eksisterende
vertsplattform (Draugen) for prosessering og eksport. Endringene på Draugen i seg selv gir
ikke grunnlag for en oppdatering av konsekvensutredningen for Draugen. Endringenes
virkninger på energi (utslipp til luft) og utslipp til sjø fra Draugen er imidlertid adressert i
foreliggende konsekvensutredning for Linnorm.
Etter prosessering på Draugen planlegges Linnorm-gassen videre eksportert via tilkobling til
en ny rørledning (Norwegian Sea Gas Infrastructure, NSGI) fra Aasta Hansteen-feltet til
Nyhamna som er under planlegging. Utbyggingen av eksportrørledningen dekkes av en egen
separat konsekvensutredningsprosess som styres av utbyggingsoperatør Statoil.
Som følge av utbyggingen av Linnorm-feltet og planlagte modifikasjoner på Draugen vil det
bli behov for å utvide kapasiteten på Nyhamna. En konsekvensutredning knyttet til
kapasitetsutvidelse på Nyhamna vil være underlagt en egen konsekvensutredningsprosess.
En egen konsekvensutredning for dette tiltaket sendes ut parallelt med foreliggende
konsekvensutredning.
12
1.4 Tidsplan for konsekvensutredningsprosessen
Antatt tidsplan for konsekvensutredningsprosessen for Linnorm-prosjektet er angitt i tabell
1.1.
Tabell 1.1. Antatt tidsplan for konsekvensutredningsprosess.
Aktivitet
Tidsperiode
Forslag til utredningsprogram
9. mars 2012
Offentlighøring – Forslag til utredningsprogram
9. mars – 1. juni 2012 (12 uker)
Behandling av høringsuttalelser
Juni 2012
Fastsettelse av utredningsprogram
4. juli 2012
Konsekvensutredning
Juli - september
Offentlig høring - Konsekvensutredning
September – november 2012
Innsending av Plan for Utbygging og Drift / Plan 1.kvartal 2013
for Anlegg og Drift (PUD-PAD)
Godkjenning av PUD-PAD
Vårsesjonen 2013
1.5 Nødvendige søknader og tillatelser
For å gjennomføre prosjektet med å bygge ut Linnorm-feltet må det innhentes ulike tillatelser
fra myndighetene i de ulike fasene av prosjektet.
Forurensningsloven samt Ptils HMS regelverk gjelder ved utslipp til sjø og luft, bruk og
utslipp av kjemikalier, avfallshåndtering og beredskap ved akutt olje forurensing, og vil gjelde
ved boreoperasjoner og utbygging og drift. For drift vil tillatelse til produksjon (tillatelse til
produksjon på Draugenfeltet, utslippstillatelse) være en integrert del av tillatelsen for
Draugen. Denne tillatelse tar for seg utslipp til sjø inkludert krav til beredskap.
I henhold til petroleumsforskriften § 23, jf. petroleumsloven § 4-4, skal rettighetshaver søke
departementet om produksjonstillatelse, herunder også tillatelse til fakling og kaldventilering.
Rammeforskriften innen helse, miljø og sikkerhet (HMS) i petroleumsvirksomheten (fra
1.1.2011) setter spesifikke krav til helse-, miljø- og sikkerhetsmessige forhold. Forskriftene er
fastsatt av Petroleumstilsynet (Ptil), Helsedirektoratet, Mattilsynet og Klima- og
forurensningsdirektoratet (Klif) og forskriftene er underlagt Petroleumstilsynets
myndighetsområde.
Jf. med kulturminnelovens § 9, plikter rettighetshaverne
petroleumsvirksomheten vil virke inn på fredede kulturminner.
å
melde
fra
hvis
Radioaktivitet og utslipp til luft reguleres i tillatelse til radioaktiv forurensning og håndtering av
radioaktivt avfall (Statens strålevern) og tillatelse til kvotepliktige utslipp (Klif).
En oversikt over nødvendige søknader og tillatelser som må innhentes fra norske
myndigheter er gitt i tabell 1.2.
13
Tabell 1.2. Nødvendige søknader og tillatelser tilknyttet utbygging, anlegg og drift av Linnorm feltet.
Søknad
Gjeldende lovverk
Ansvarlig myndighet
Plan for utbygging og drift av
en petroleumsforekomst,
inkludert konsekvensutredning
Petroleumsloven
Olje- og energidepartementet/
Tillatelse til produksjon
Forurensningsloven Klima- og forurensningsdirektoratet
(Tillatelse til produksjon på
Draugenfeltet, utslippstillatelse)
(kjemikalier, borekaks etc.)
Samtykke installasjon og
oppstart
Petroleumsloven
Søknad om
produksjonstillatelse
Petroleumstilsynet
Olje- og energidepartementet (med
kopi til Oljedirektoratet)
Utslippstillatelse klargjøring av
rørledninger
Forurensningsloven Klima- og forurensningsdirektoratet
Tillatelse til produksjon
(Utslippstillatelse drift integrert
med tillatelse for Draugen)
Forurensningsloven Klima- og forurensningsdirektoratet/
Statens Strålevern (for radioaktive
forbindelser i produsertvann)
Tillatelse til radioaktiv
forurensning og håndtering av
radioaktivt avfall
Forurensingsloven
Statens Strålevern
Tillatelse til kvotepliktige utslipp
Forurensingsloven
Klima- og forurensningsdirektoratet
14
2 PLANER FOR UTBYGGING, INSTALLASJON OG DRIFT
2.1 Bakgrunn for utbyggingsplanene
Linnorm-funnet er lokalisert i utvinningstillatelse PL 255 i Norskehavet. Funnet ligger omtrent
50 kilometer nordvest for Draugen og 225 kilometer nord for Nyhamna. PL 255 ble tildelt i
2000 med Den norske stats oljeselskap a.s., A/S Norske Shell og Elf Petroleum Norge AS
som rettighetshavere.
I perioden 2001-2007 ble det boret 3 letebrønner i utvinningstillatelsen, hvorav to av
brønnene påviste hydrokarboner. I tillegg ble en avgrensningsbrønn boret i lisensen i 2007. I
løpet av 2010 og 2011 ble det utført konsept studier for utvikling av Linnorm-feltet.
Alternative utbyggingsløsninger som har vært vurdert er kort beskrevet i kapittel 2.7 sammen
med en kort begrunnelse for hvorfor løsningene er lagt bort. Anbefalt utbyggingsløsning for
Linnorm-feltet er videre beskrevet i kapittel 2.8.
2.2 Rettighetshavere og eierforhold
Nåværende rettighetshavere og eierfordelingen i Linnorm-lisensen (PL 255) er vist i tabell
2.1. Norske Shell er operatør for Linnorm-lisensen.
Tabell 2.1. Rettighetshaverne og eierfordelingen i PL 255.
Selskap
Andel (%)
A/S Norske Shell (operatør)
30
Petoro AS
30
Statoil Petroleum AS
20
TOTAL E&P Norge AS
20
2.3 Feltbeskrivelse
Linnorm-funnet ligger i Norskehavet, på den sørlige delen av Haltenbanken. Funnet ligger i
et område med 300 meters vanndybde, omlag 50 kilometer nordvest for Draugen og 225
kilometer nord for Nyhamna. Lokalisering av Linnorm-feltet og omkringliggende felt er vist i
figur 2.1.
15
Figur 2.1. Illustrasjon over lokalisering av Linnorm-feltet og omkringliggende felt (Shell).
2.4 Andre funn og prospekt i området
Det arbeides med prospektmuligheter i og rundt PL 255 som kan være aktuelle for fremtidig
tilknytning til den nye rørledningen mellom Linnorm og Draugen:
•
Onyx Sør-prospektet (Shell) er lokalisert ca. 5 km øst for Linnorm. Rørledningen
fra brønnrammene på Linnorm til Draugen vil legges via Onyx Sør-strukturen og
tilrettelegges med tilknytningspunkt (tee) for en eventuell framtidig
havbunnsramme på Onyx Sør.
•
Noatun-funnet (Statoil) er lokalisert ca. 16 km nord for Njord-feltet og ca. 12 km
øst for Linnorm og inneholder gass og kondensat. Rørledningen fra Linnorm til
Draugen vil passere Noatun prospektet og tilrettelegges således for en eventuell
framtidig tilknytning.
•
Hasselmus-funnet (Shell) er lokalisert ca. 6 km nordvest for Draugen. Installasjon
av et gassprosessanlegg på Draugen, som følge av Linnorm, muliggjør
utbyggingsplanen fra Hasselmus som er å produsere gass til kraftgenerering på
Draugenfeltet.
•
Det finnes også øvrige letebrønner i området, som ved eventuell fremtidig
utvikling av felt kan bli aktuelle for tilknytning til Linnorm-feltet
16
2.5 Reservoarbeskrivelse
Linnorm-reservoaret har høyt trykk og høy temperatur (HTHP); 180 °C og 800 bar, og
inneholder gass med 7 % CO2, små mengder H2S (20-35 ppm) og ca. 50 µg/Sm3 kvikksølv
samt voksholdig kondensat. Kondensat/gass-forholdet forventes å være i området 1-90
m3/MSm3.
Reservoaret ligger dypt, omtrent 5000 meter under overflaten, og består av seks stablede
reservoarer med stor variasjon i reservoarkvalitet men med lik gasskomposisjon. En
illustrasjon av reservoaret og plassering av letebrønnene 6406/9-2 og 6406/9-1 er vist i figur
2.2 under.
Figur 2.2. Illustrasjon av Linnorm reservoar og plassering av letebrønnene 6406/9-2 og 6406/9-1
(Shell).
2.6 Ressurser, reserver og produksjonsplaner
Linnorm-feltet består av gass og mindre mengder kondensat. Ressurser (tilstedeværende
volum) og reserver (utvinnbare volum) som inngår i grunnlaget for Linnorm befinner seg i en
180 m total kolonne av tørrgass i seks reservoarer på omtrent 5000 m dybde (figur 2.3).
Totale tilstedeværende resurser i Linnorm er estimert til 66-114 milliarder Sm3 gass (i
gjennomsnitt 89 milliarder Sm3). For anbefalt utbyggingsløsning er totale utvinnbare
ressurser estimert til 16-30 milliarder Sm3 gass (inkl. 7 % CO2) fra konvensjonelle
reservoarer med gode strømningsegenskaper (Lower Ile, Tofte og Lower Tilje). Rundt
halvparten av gassen i feltet finnes imidlertid i de tette reservoarsonene Upper Ile, Upper and
Middle Tilje som har dårlige strømningsegenskaper. En utbyggingsløsning for denne gassen
blir betraktet som en oppside i prosjektet. Ytterligere modelleringer vil bli gjort for å finjustere
produksjonsprognosene fra de konvensjonelle reservoarene og for å evaluere
produksjonspotensialet fra de tette gass-sonene. Estimatet er basert på boring av 5
produksjonsbrønner. Levetid på feltet er i dagens estimat 15 år.
17
Figur 2.3. Illustrasjon av Linnorm reservoarsonene og plassering i forhold til vertsplattformen Draugen
(Shell).
Produksjonsprofiler (gass og kondensat) i konsekvensutredningen er basert på datagrunnlag
fra sommeren 2012. Etterhvert som planleggingen fremskrider vil det være en kontinuerlig
oppdatering av datagrunnlaget, og endelige produksjonsprofiler som ligger til grunn for
investeringen kan dermed komme til å avvike noe i forhold til konsekvensutredningen.
Foreløpige produksjonsprofiler for gass og kondensat for Linnorm-feltet er vist i figur 2.4.
Figurene viser årlig gjennomsnittsrate og er basert på produksjonsstart i 2017.
Gassproduksjonen vil ligge på rundt 13 millioner Sm3/d de første produksjonsårene før den
halveres etter 6 års drift. Kondensatproduksjonen vil ligge på om lag 300 Sm3/d de første
årene og deretter falle.
I tillegg til Linnorm, inngår også Onyx Sør prospektet i PL255. Dette prospekt er vurdert å ha
lignende karakteristika som Linnorm og har en høy sannsynlighet for vellykket prøveboring.
Denne planlegges gjennomført 2013. Ved et eventuelt funn, vil Onyx Sør bli tilkoblet Linnorm
som en separat utbygging.
18
Kondensat m3/d
16,00
400,00
14,00
350,00
12,00
300,00
10,00
250,00
8,00
200,00
6,00
150,00
4,00
100,00
2,00
50,00
0,00
0,00
Kondensat Sm3/d
Gass MSm3/d
Gass Mm3/d
Figur 2.4. Forventet produksjonsprofil for gass og kondensat for Linnorm-feltet.
2.7 Alternative utbyggingsløsninger
En rekke utbyggingsløsninger har blitt vurdert for utbyggingen av Linnorm feltet, herunder
overflate eller havbunnsinnretninger med tilknytning til andre felt samt selvstendig utbygging.
I tillegg er de miljøvurderinger som ble gjort for de alternative løsninger som ble vurdert i
konseptfasen for prosjektet gjengitt. Oppsummert kan det sies at de ulike hovedkonseptene
for utbyggingen av Linnorm samt alternative tilknytningsverter som har vært vurdert er som
følger:
- Havbunnsutbygging med tilknytning til Draugen-plattformen og videre eksport til
Nyhamna
- Havbunnsutbygging med tilknytning til Njord-plattformen og videre eksport til
Nyhamna.
- Havbunnsutbygging med tilknytning til Kristin-plattformen og videre eksport til Åsgard
Transport System
- Ny plattform installert på Linnorm-feltet.
- Havbunnsutbygging med direkte tilknytning til Nyhamna.
Utbyggingsløsningene med en havbunnsutbygging med tilknytning til Draugen-plattformen
eller Njord-plattformen og videre eksport til Nyhamna gikk videre til konseptvalg og en
vurdering av bærekraftig utvikling av de to utbyggingsløsningene ble utført. I vurderingen
inngikk totalt 16 aspekter fordelt på økonomisk, miljømessig og samfunnsmessig virkning
(DNV, 2011).
Miljøaspekter som er lagt i grunn for vurdering av de to løsninger som gikk videre til
konseptvalg-fasen inkluderte følgende:
 energiforbruk og energieffektivitet
 CO2 utslipp
 NOx utslipp
 utslipp til sjø (produsert vann)
 biodiversitet og intervensjon av sjøbunn (inkluderer koraller)
 intensitet av ressurser og materiell under utbyggingsfasen
 avfallshåndtering
 påvirking av logistikk
19
Valget av Njord som vertsplattform var mest fordelaktig for ett av miljøaspekter, spesifikt
ressurser og materialbruk under utbyggingsfasen. Kriteriet som viser muligheten for
konseptet å unngå forstyrrelse av det marine miljø, spesielt marine organismer på sjøbunnen
under installasjonsaktiviteter, anses være like for begge alternativene. Draugen viste seg å
være mest fordelaktig i de øvrige seks av de åtte miljøaspekter.
Basert på økonomisk prestasjon viste Draugen også å være mest fordelaktig mens de to
alternativene ikke hadde noen signifikant forskjell angående samfunnsmessig virkning.
Dermed blev alternativet med en havbunnsutbygging med tilknytning til Draugen-plattformen
og videre eksport til Nyhamna den anbefalte utbyggingsløsningen.
Hovedalternativene er listet opp i tabell 2.2, sammen med en oppsummering av forhold som
ligger til grunn for at utbyggingsløsningene er forkastet/valgt av Norske Shell og partnerne i
PL 255.
Tabell 2.2. Beskrivelse av tidligere alternative utbyggingskonsept for Linnorm-feltet.
Alternativ
Kort begrunnelse
Havbunnsutbygging med
tilknytning til Draugenplattformen og videre eksport
til Nyhamna (anbefalt
utbyggingsløsning)
Draugen ligger ca. 50 km fra Linnorm og er først og fremst
en oljeproduksjonsplattform med begrenset kapasitet for
gasshåndtering. Tilknytning av Linnorm til Draugen krever
nytt gassbehandlingssystem bestående av separasjon,
kjøling, dehydrering og kompresjon.
Anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm basert på teknisk,
økonomisk og HMS-messig vurdering av alternative
utbyggingsløsninger.
tilknytning til Njord-plattformen
og videre eksport til Nyhamna.
Njord er lokalisert ca. 30 km fra Linnorm og består av et
boreog prosesseringsanlegg med boligkvarter, samt en
FSU
(Floating
Storage
Unit).
Den
nåværende
gasskapasiteten ville ha vært tilgjengelig for en Linnorm tiein etter avslutning av produksjon på Njord-feltet (ca.
2019/2020).
Alternativet ble utredet til konseptvalg, men ikke valgt på
bakgrunn av en teknisk, økonomisk og HMS-messig
vurdering sammenlignet med Draugen.
tilknytning til Kristinplattformen og videre eksport
til Åsgard Transport System
Kristin er en gass- og kondensat-plattform som ligger ca. 65
km fra Linnorm. Installasjonen prosesserer gass fra Kristinfeltet og Tyrihans-feltet.
Alternativet ble avvist ved fase 1 konseptvalg på grunn av
umodne
tekniske
løsninger
og
lav
innledende
produksjonsrate.
Ny plattform installert på
Linnorm-feltet.
for høye investeringskostnader.
direkte tilknytning til Nyhamna.
for store tekniske utfordringer knyttet til hydratdannelse,
vannhåndtering og regenerering av MEG.
20
2.8 Anbefalt utbyggingsløsning
Anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet er nærmere beskrevet i avsnittene under.
2.8.1 Havbunnsinstallasjoner
Anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet er en havbunnsutbygging med installasjon av
to brønnrammer på Linnorm-feltet, hver med mulighet til fire brønner, ca. 3 km fra hverandre
på en nord-sør retning (Linnorm Nord og Linnorm Sør respektive), samt en brønnramme
med mulighet til fire brønner ved Onyx Sør som ligger ca. 5 km øst-sydøst for Linnorm og
tilknytning av disse til Draugen-plattformen for prosessering og eksport (Figur 2.5 og 2.6).
Brønnstrømmen fra Linnorm kobles opp mot Draugen-plattformen via en 16’’ rørledning på
ca. 55 km. Rørledningen legges sammen med en kontroll/styringskabel for
kjemikalieinjeksjon og overvåkning/styring av brønnrammen, og vil dekkes med grus/stein
eller graves ned etter behov.
Figur 2.5. Skisse av anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet (Shell).
21
Figur 2.6. Skjematisk skisse av anbefalt utbyggingsløsning for Linnorm-feltet (Shell).
For å hindre hydratdannelse og voks i produksjonsrøret vil dette ha direkte elektrisk
oppvarming (DEH). På denne måten kan røret varmes opp og dermed hindre isdannelse
(hydratdannelse) i røret når temperaturen i produksjonsstrømmen blir for lav, f.eks. ved
nedstengning og lav produksjon. Fordi Linnorm-reservoaret har høy temperatur kan det være
aktuelt å installere en kjøleenhet etter hver brønnramme slik at temperaturen på
brønnstrømmen ved behov kan reduseres før brønnstrømmen ledes inn i rørledningen. Dette
er mest aktuelt når vannproduksjonen er høy. Brønnramme med kjøleenhet er vist i figur 2.7.
Nord for Linnorm Nord brønnramme vil rørledningen tilrettelegges for framtidige mulige
tilknyttinger til Linnorm rørledning som transporterer hydrokarboner til Draugen plattformen.
Beskyttelse av overtrykk i produksjonslinjen vil skje via installasjon av en HIPPS (High
Integrity Pipeline / Pressure Protection System). Ordningen med beskyttelse for overtrykk,
med en HIPPS på havbunnsinstallasjonene for beskyttelse av produksjonslinjen, samt en
HIPPS på overflaten for beskyttelse av prosesseringsanlegget og eksportgassrørledningen,
har vist seg å være bedre enn de akseptkriterier for prestasjon som kreves i det norske
regelverket.
Foreløpig plan for boring av brønner på Linnorm er basert på borestart i 2015/2016. Ved
utbygging av Linnorm-feltet vil det tas hensyn til forekomster av koraller og det vil
gjennomføres en egen risikovurdering knyttet til plassering av brønnrammer, boring og
rørledninger til Draugen plattformen.
22
Figur 2.7. Skisse av brønnramme/samlerør, kjøleenhet og tilknytningspunkt til rørledning med DEH
(Shell).
2.8.2
Rørledninger
Valg av rørledningstrase gjøres på grunnlag av omfattende havbunnskartlegging og ved
ivaretagelse av leggetekniske, miljømessige og økonomiske hensyn. Anleggsaktiviteten
planlegges å finne sted 2014-2016. Rørledningen vil bestå av 16ʺ stålrør belagt med en
innvendig legering for å hindre korrosjon og isolert utvendig for å hindre rask nedkjøling av
produksjonsstrømmen.
Legging av rørledninger til havs skjer med spesialbygde fartøy og med kontinuerlig leveranse
av rør med førsyningsfartøy til leggefartøyet. Leggingen av Linnorm rørledningen er vurdert
til en hastighet på 0,8-1 km/døgn. Posisjonering av leggefartøy vil skje med dynamisk
posisjonering. Dynamisk posisjonering (DP) innebær at posisjon og kurs holdes gjennom
fartøyets eget propellmaskineri og GPS teknikk.
Ved legging vil de gjeldende forskrifter fra sjøfartsmyndigheter bli fulgt. Herunder vil det
sikres at sjøfartsmyndigheter holdes orientert om aktuelle aktiviteter og fremdriften. Den
øvrige skipsfart orienteres gjennom «Etterretninger for sjøfarende».
Rørledningstraséen skal unnvike mest mulig alle identifiserte rød-listede koraller og korallrev.
Akseptkriterier for dette finnes i Shell sin veiledning som er i tråd med OLF veileder (under
utvikling).
Sammenkobling mellom hovedledning og eventuelle grenledninger består av to
hovedelementer, et T-stykke som sveises inn i hovedledningen og en såkalt PLEM (PipeLine
End Module) som settes in mellom T-stykket og grenledningen. Modulene inneholder en
avstengingsventil som gjør det mulig med seksjonering av gassrørledningen. T-stykkene
som vil brukes i dette prosjektet er av to typer, hot tap tees eller in-line tees. Disse
installasjonene er prefabrikkert og senkes ferdigbygd ned og plasseres på havbunnen. Hele
installasjonen er dekket med en beskyttelse mot ytre påvirkning og er utformet slik at den er
overtrålbar. Sammenkoblingen av brønnrammene til rørledningen vil skje via in-line tees
mens det planlegges en T kobling (hot tap tee) på rørledningen mellom Onyx Sør og
23
Draugen, som vil kunne benyttes for eventuell framtidig tilkobling av en rørledning til øvrige
funn i området.
Etter legging vil rørledningene bli fylt med ferskvann som tilsettes fargestoff (for
lekkasjedeteksjon). Etter tilknytning, trykk- og lekkasje-tømmes rørledningene for vann og
klargjøres for oppstart.
Det er estimert et behov for ca. 350 000 m3 grus/stein i forbindelse med legging av
rørledning. Rørledningene på havbunnen må kunne tåle belastninger fra både bølger og
strøm overalt hvor de installeres. I tillegg kan innholdet med høy temperatur førårsaka at
rørledningen utvider seg og kan bøye seg lateralt på havbunnen. Rørledningstraséen
Linnorm til Draugen vil jevnes ut ved steindumping i områder med komplisert topografi og
ujevn bunn der isfjell grøfter er tilstedeværende. Det er også viktig for overtrålbarhet at det er
færrest mulige frie spenn på rørledningen. Rørledningen legges direkte på havbunnen og
rørledningen forankres (såkalte anchor rock berms) ved hver 500 meter ved hjelp av
grus/stein-hauger og normalt gir dette tilstrekkelig stabilitet (Figur 2.8). Ved behov kan
rørledningen ved utsatte steder graves ned og/eller dekkes med grus. Kontroll/styringskabel
(umbilical) legges parallell ca. 50 meter fra gassrørledningen og denne skal graves
ned/steindekkes hele strekningen for stabilisering og beskyttelse av ledningen.
Produksjonsrørledningen vil ha en elektrisk kabel koblet til seg (DEH-direct electrical heating,
figur 2.8). Denne er tilkoblet røret i hver ende og gjør det mulig å sende strøm gjennom stålet
i røret. På denne måten kan røret varmes opp og dermed hindre isdannelse
(hydratdannelse) i røret når temperaturen synker under ca. 30 °C. Løsningen er valgt for å
unngå å bruke kjemikalier til å hindre isdannelse i røret.
Alle rørledninger vil være overtrålbare.
Figur 2.8. til venstre ses en illustrasjon av vektbelegg som legges på rørledningen for å stabilisere
rørledningen og til høyre vises konstruksjonen av varmekabelen (DEH, direct electrical heating) rundt
produksjonsrøret (Shell).
24
2.8.3 Eksport av gass og kondensat
Linnorm-gassen vil prosesseres på Draugen-plattformen i et nytt anlegg for
gassprosessering før videre eksport. Linnorm gassen inneholder kvikksølv i konsentrasjoner
på omkring 50 μg per Sm³ gass. For å oppfylle kravene for kvikksølvinnhold på maks 0,01 µg
per Sm3 gass for eksport av gassen skal en kvikksølvfanger installeres på Draugen.
Dagens rørledning for eksport av gass fra Draugen går til Kårstø via Åsgard Transport
System (ATS)-rørledningen. Framtidige planer innebærer at rørledningen for gasseksport fra
Draugen kan kobles fra ATS-rørledningen og kobles på den nye Norwegian Sea Gas
Infrastructure (NSGI)-rørledningen til Nyhamna, jf. figur 2.9. Ormen Lange landanlegg på
Nyhamna vil utvides og modifiseres for å kunne ta i mot mer gass fra Ormen Lange så vel
som gass fra blant annet Linnorm via NSGI-rørledningen i 2016. Linnorm-gassen vil således
bli levert til Nyhamna, og komprimert for eksport via Langeled-rørledningen. På Nyhamna vil
det også bli investert i ekstra kapasitet slik at rørledningen Langeled kan utnyttes maksimalt
og denne kapasiteten vil kunne være tilgjengelig når nye felt i Norskehavet inklusiv Linnormfeltet kommer i produksjon.
Linnorm-kondensatet vil blandes med Draugen-olje og lagres i lagercellene på Draugen før
videre eksport med skytteltankskip. En del av lette kondensat-komponenter vil dog kunne
følge med gass-strømmen. Linnorm-kondensatet er undersøkt for kompatibilitet med
Draugen-olje og er bekreftet overensstemmende
Prosjektet Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI) ble etablert på grunnlag av
mulighetsstudier Gassco har gjennomført i samarbeid med feltoperatørene Statoil og Shell.
Prosjektet omfatter en 500 km rørledning fra feltet Aasta Hansteen til Nyhamna med
oppkobling for feltene Linnorm og mulig Zidane og andre felt. I tillegg omfatter NSGI
kapasitetsutvidelser og tekniske løsninger ved prosessanlegget på Nyhamna. Elleve oljeog
gasselskaper finansierer prosjektet som tok konseptvalg i oktober 2011. Endelig
investeringsbeslutning er planlagt i siste kvartal 2012, og planlagt oppstart er satt til 2016. En
egen konsekvensutredning for NSGI (teknisk operatør Statoil) utreder utbyggingen av
rørledningen samt mulighetene for oppkobling av de ulike feltene, mens en egen
konsekvensutredning for Nyhamna (operatør Shell) beskriver i detalj utvidelsen av
gassprosessanlegget.
25
Figur 2.9. Skisse over planlagt NSGI rørledning fra Aasta Hansteen til Nyhamna med oppkobling for
Linnorm feltet (Shell).
2.8.4
Modifikasjonsbehov på vertsplattformen Draugen som følge av Linnormtilknytning
Draugen er primært en oljeplattform og har vært i produksjon siden 1993. Dagens kapasitet
for gassbehandling er <2 millioner Sm3/d. Mesteparten av gassen benyttes til gassløft mens
det gjenværende eksporteres via Åsgård Transport System (ATS) til Kårstø. Draugen-oljen
stabiliseres på plattformen, lagres i lagercellene i betongunderstellet og lastes over til
skytteltankere for eksport.
Per i dag blir det produserte vannet på Draugen behandlet og sluppet til sjø etter rensing. Et
anlegg for reinjeksjon av produsert vann er imidlertid installert på Draugen og vil tas i bruk i
løpet av 2012. Produsert vann fra Linnorm-feltet vil således bli injisert i Draugen-reservoaret
etter separasjon.
Draugen-plattformen har ikke tilstrekkelige fasiliteter for gassprosessering av Linnormgassen. Tilknytning av Linnorm vil medføre et betydelig modifikasjonsarbeid, herunder
installasjon av et nytt tog for gassprosessering samt en ny gasskompressor for
gasseksporten. Per i dag blir kraft på Draugen levert av tre 16.2 MW generatorer som
opereres i en 2 av 3 konfigurasjon. For å dekke kraftbehovet til en ny gasskompressor vil en
ny 15 MW gassturbin bli installert på plattformen. Tilknytning av Linnorm til Draugen vil i
tillegg medføre et kraftbehov på ca. 2,4 MW som vil dekkes av eksisterende
kraftgenererende utstyr på Draugen. Totalt vil tilknytning av Linnorm medføre et behov for
installasjon av over 3000 tonn med nytt utstyr på Draugen. Nye moduler på Draugen som
skyldes tilknytning av Linnorm er vist i figur 2.10 og 2.11.
26
Figur 2.10. Illustrasjon som viser nye moduler på Draugen som skyldes tilknytning av Linnorm
(markert med gult/rødt/rosa) (Shell).
Det nye utstyret vil plasseres i fire moduler som vil bli fabrikkert på land før det sendes til
Draugen og løftes på plass. For å imøtekomme krav til personell om bord på Draugen, vil
sengekapasiteten økes i forkant av den viktigste offshore byggeperioden. Dette vil gjøres ved
å installere et ekstra boligkvarter som vil være en ny permanent modul med to eller tre
etasjer og opptil 50 enkeltmanns lugarer. Mens boligkvarteret skal installeres vil et flotell
ligge ved Draugen for å dekke behovet for innkvartering av ekstra personell. I tillegg vil
livbåtstasjoner oppgraderes i forbindelse med levetidsforlengelse av plattformen.
Modifikasjonsarbeidet inkluderer også omkobling av nye rør, instrumenter og elektrisitet samt
andre tekniske løsninger mellom de nye modulene og den eksisterende plattformen, samt
installering av en ny fakkelrørledning til flammetårnet (Figur 2.12). Den eksisterende
infrastrukturen på Draugen er i god stand og i motsetning til de fleste andre plattformer i
denne alderen er det fortsatt mye ledig kapasitet i utstyrsrommene. Derfor vil det ikke
installeres noen nye utstyrsrom i de nye modulene.
27
Figur 2.11. Illustrasjon av en ny modul på Draugen som skyldes tilknytning av Linnorm (Shell).
2.8.4.1 Prosessering og kjemikaliebehov
Brønnstrømmen fra Linnorm vil bli prosessert i et nytt gassbehandlingsanlegg på Draugenplattformen som skiller gass, kondensat og vann. Gassen eksporteres via NSGI-rørledningen
til gassprosessanlegget på Nyhamna, kondensatet blandes med olje fra Draugen og
produsert vann blandes med produsert vann fra Draugen og reinjiseres i Draugen
reservoaret.
Basert på eksisterende kjennskap til sammensetningen av Linnorm-kondensatet og
Draugen-oljen forventes det ikke å være noen problemer med å blande disse. Et særpreg
ved Linnorm, er at brønnstrømmen har stor variasjon i blandingsforholdet kondensat/gass.
Kondensatet har potensiale for å danne voksavleiringer, og når mengden av kondensat er
høy øker denne risikoen. Det kan under gitte omstendigheter være nødvendig å benytte voks
hemmer, men som utgangspunkt forventes det ikke å være behov for det.
Gass og kondensat fra Linnorm-feltet inneholder hydrogensulfid (H2S) og bariumsulfat
(BaSO4). Kjemikalier må tilsettes for å redusere korrosjonsvirkningen av H2S og hindre
dannelsen av sulfat- (BaSO4) avleiringer ved blanding av produsert vann fra de to felt.
Produsert vann fra Linnorm vil ha et betydelig potensiale for å danne karbonat-avleiringer.
Dette kan kontrolleres med bruk av avleiringshemmer.
Ved injeksjon av blandet produsert vann fra Linnorm og Draugen kan det fra tid til annen
være nødvendig med stimulering av injeksjonsbrønnen, som følge av avleiringer av
bariumsulfat. Alternativt kan økt injeksjonstrykk, som resulterer i økt oppsprekking,
kompensere for dette.
Kjemikaliebehov for Linnorm er vist i tabell 2.3.
28
Tabell 2.3. Prosesskjemikalier for Linnorm og nye
Linnorm
Produsert Kjemikalie
Konsentrasjon i
vann
respektive
strøm
PW-strøm (ppm
v/v)
Aktuell eller
mulig
miljømessig
klassifisering
Kommentar
Linnorm
Avleiringshemmer
10-30
Grønn/gul
Kontinuerlig tilførsel ved
brønnhode og/eller i brønnen.
Linnorm
Avleiringsoppløser
15-30 m
oppløser per
gang
Grønn/gul
Kombinasjon av kjemikalier som
inkluderer saltløsninger, MEG
og avleirings oppløser.
Det er antatt at en behandling
per brønn per år vil være
nødvendig.
Linnorm
Avleiringshemmer
10-30
Gul/red
Maks verdier på flere tusen ppm
kan forekomme umiddelbart
etter brønnoverhaling (to
ganger årlig pr. brønn). Det
antas at kjemikalie i gul kategori
kan benyttes, men rød kategori
kan ikke utelukkes.
Linnorm
H2S – fjerner
30.000/1.300/650
Gul
Indikert produktet HR2510.
Forbruk anslått til 179 liter/time,
men er avtagende over tid
Linnorm
Emulsjonsbryter
2-5
Skal vurderes
Linnorm
Deoiler
10
Skal vurderes
Linnorm
Metanol
1-50 vol %
PLONOR
Ved brønnoppstart og
idriftsetting av rørledning.
Linnorm
+
Draugen
Avleiringshemmer
80-150
Gul
Avleirings-hemmer for å
forhindre barium sulfat-avleiring
ved blanding av Linnorm og
Draugen produsert vann.
3
prosess kjemikalier for Draugen som følge av
Kjemikalier i kontrollkabel
Kjemikalier som benyttes i kontrollkabelen er metanol, hydraulikkvæske og
avleiringshemmer. Dette er kjemikalier som går i et lukket system, og det vil ikke være utslipp
til sjø av disse kjemikaliene.
Kvikksølv (Hg) i produsert gass
Gass fra Linnorm inneholder ca. 50 µg Hg/m3. Gasskvalitetskravet i NSGI rørledningen er
0,1 µg Hg/m3, og det skal derfor installeres kvikksølvfanger på Draugen for å fjerne kvikksølv
fra gassen. Figur 2.12 gir en oversikt over massebalansen for kvikksølv fra Linnorm. Det vil
årlig bli utskilt ca. 240 kg kvikksølv i kvikksølvfangeren. Absorbsjonsmiddel kontaminert med
kvikksølv deklareres som farlig avfall, og sendes til behandling/regenerering på land hos
godkjent mottaker.
29
LINNORM
DRAUGEN
NSGI rørledning
0,01 µg Hg/m3 gass
50 µg Hg/m3 gass
13MSm3 gass/dag
500 m3/dag
kondensert vann
0,002 µg Hg/m3 vann
500 m3/dag
kondensert vann
Utslipp av
produsertvann
20m dyp
0-100%
NYHAMNA
Vannbehandlingsanlegg
Hg avfall til land
Hg/gass separasjon
49,9 µg Hg/m3 gass
Reinjisert vann
som trykkstøtte i
reservoar
0-100%
Gass eksport via
Langeled
0,01 µg Hg/m3 gass
Figur 2.12. Oversikt over massebalansen for kvikksølv fra Linnorm.
2.8.4.2 Injeksjon og utslipp av produsert vann
Utviklingen i mengden av produsert vann fra Draugen og Linnorm er vist i figur 2.13,
sammen med kapasitet for injeksjon.
To alternative løsninger er vurdert for injeksjon av produsert vann:
 Benytte eksisterende ledig injeksjonskapasitet på Draugen tilsvarende 2 000 m3/dag.
 Installere ny pumpe for vanninjeksjon på Draugen, for å øke tilgjengelig kapasitet for
injeksjon av produsert vann fra Linnorm til 5 000 m3/dag.
Som figur 2.14 viser vil det være tilstrekkelig kapasitet på Draugen til å injisere produsert
vann fra Linnorm uten installasjon av ekstra injeksjonspumpe, over hele feltets levetid, med
unntak av året 2022. Vannproduksjonen fra Linnorm vil i 2022 nå et maksimumsnivå på ca.
2.600 m3/dag, dvs. 600 m3/dag mer enn kapasiteten på injeksjon. Det medfører at det i 2022
vil være planlagt utslipp av produsert vann til sjø på 600 m3/dag. Vannet vil være en blanding
av produsert vann fra Draugen og Linnorm. Ved endring i drift av brønnene kan dette
utslippet unngås. Det er besluttet ikke å installere ekstra injeksjonskapasitet når mengden av
produsert vann som slippes ut er så liten. Det er en forventning til at mengden produsert
vann vil bli lavere enn beskrevet, noe som vil være en fordel i forhold til Draugens kapasitet
for vanninjeksjon.
Anlegget for reinjeksjon forventes å ha en regularitet på 90 %. Når anlegget på Draugen er
ute av drift vil produsert vann bli renset og deretter sluppet til sjø på samme måte som fra
1993.
30
Mengde prod.vann i m3/d
40 000
35 000
30 000
25 000
Draugen vann
20 000
Linnorm vann
15 000
Kapasitet Linnorm
10 000
5 000
0
Figur 2.13. Mengden av produsert vann fra Draugen og Linnorm, og kapasitet tilgjengelig for injeksjon
av produsert vann fra Linnorm
2.9 Boring og brønn
Linnorm feltutbygging vil bestå av fem brønner, som konsekvensutredningen er basert på.
Onyx Sør er et nærliggende prospekt til Linnorm, med en letebrønn planlagt tidlig 2013. Ved
et eventuelt funn, vil Onyx Sør bli tilkoblet Linnorm som en separat utbygging med
henholdsvis to brønner, hvor beslutning for investeringen vil bli tatt i 2014. Anbefalt
borekonsept er basert på boring fra en halvt nedsenkbar, ankerbasert borerigg.
Linnorm reservoarene vil utvinnes gjennom svært spesifikk retningsboring. Total vertikal
dybde av brønnene vil bli rundt 5 km med en avviksboring ut til sidene på reservoaret i
størrelsesorden opp til 2.5 km.
For boring av de fire øverste seksjonene vil vannbasert borevæske benyttes mens oljebasert
borevæske vil benyttes i de tre nederste seksjonene. Borekaks fra seksjoner boret med
vannbasert borevæske vil slippes ut til sjø. Borekaks fra de tre nederste seksjonene med
oljebasert borevæske vil sendes til land for videre behandling.
I klargjørings- eller kompletteringsfasen utstyres brønnen med produksjonsfôringsrør som
går gjennom hele reservoarområdet og sementeres fast her. Fôringsrørene er laget av
høykvalitetsstål og tykkelsen er tilpasset reservoartrykk og rørdiameter. Deretter velges de
områdene av brønnen som man antar vil gi den beste produksjon, og i disse områdene
perforeres brønnen. Som en del av kompletteringen inngår også installering av passiv
sandkontroll som skal hindre sand fra formasjonen i brønnstrømmen. Komplettering av
brønnene gjørs fra boreriggen. Oppkobling av havbunnsinstallasjonene vil bli gjort med ROV
og dermed er ingen dykker-aktiviteter planlagt.
Brønnoverhaling vil gjøres gjennom syrebehandling (en gang per år per brønn) mens
brønnstimulering ikke vil være aktuelt for Linnorm. Boring av brønn samt brønnkomplettering
ved Onyx Sør antas å være sammenlignbart med Linnorm.
31
Den totale varigheten av boreoperasjonene på Linnorm er beregnet til ca. tre år (2016-2018),
eventuelt lenger dersom det skal utvinnes gass fra tette gass formasjoner. Hver brønn vil ta
ca. 6 måneder å gjennomføre ved hjelp av en HPHT-kvalifisert halvt nedsenkbar ankerbasert
borerigg. Den foreløpige prosjektplanen forutsetter bruk av en enkelt borerigg. For at det skal
være mulig å flytte boreriggen fra lokaliteten for montering av produksjonsrørledningen, er
dagens strategi å starte boring av øverste seksjon i 2016, og utføre reservoarboring og
komplettering etter at produksjonsrørledningen er lagt. Tre brønner kan være ferdig i løpet av
2017, før riggen må flyttes av hensyn til tilkobling av alt havbunnsutstyr og kontrollkabler.
Med en tradisjonell metode for oppstart av brønner blir alle hydrokarboner faklet offshore fra
boreriggen, mens ikke brennbar brønnvæske enten gjenvinnes hvor dette er mulig eller
slippes ut over bord offshore. Det pågår en vurdering av muligheten for å igangsette
Linnorm-brønnene fra Draugen plattformen. Dette er en alternativ metode å åpne opp
brønnene direkte mot plattformen, dvs. lede brønnstrømmen utenom boreriggen, via en
offshore rørledning for transport av gass og kondensat til Draugen. Brønnstrømmen blir
således behandlet på plattformen, hvor gass blir eksportert via NSGI og baseolje og
kondensat blir blandet med Draugen olje og eksportert med tankskip. Denne teknologien
anses dog i dag som veldig utfordrende teknisk sett. Ved bruk av den konvensjonelle
metoden for oppstart av brønner vil brønnstrømmen bli faklet offshore.
En alternativ strategi med boring fra to rigger har også blitt vurdert, og kan være et alternativ
hvis mer enn tre brønner er nødvendig for oppstart. Den parallelle utviklingen av Onyx Sør vil
også bli tatt hensyn til i den endelige vurderingen.
Utslipp till luft og sjø knyttet til boring og komplettering av brønnene på Linnorm er nærmere
beskrevet i kapitel 6.1 og 6.2.
2.10 Tidsplan
Dersom godkjenning av PUD skjer i henhold til planen vil modifikasjonsarbeidet spesifikt
knyttet til Linnorm på Draugen starte i 2014 mens bygging av det nye boligkvarteret allerede
er satt i gang. Bygging og installering av innretninger på Linnorm-feltet vil utføres i 20152016. Boreoperasjonene er planlagt å utføres i tidsrommet 2015/2016-2018, og
produksjonsstart er satt til 4. kvartal 2017. En oppsummering av tidsplanen for sentrale
aktiviteter er listet i tabell 2.4.
Tabell 2.4. Oversikt over framdriftsplanen for Linnorm utbyggingen.
Aktivitet
Tidsplan
Boring av letebrønn Onyx Sør
2013
Oppstart modifikasjoner Draugen
2014
Installasjon av havbunnsutstyr Linnorm
2015-2016
Boring Linnorm
2015/2016-2018
Installasjon av nye Linnorm-moduler på Draugen
2016
Rørlegging
2014-2016
Produksjonsstart
4. kvartal 2017
32
2.11 Investering og kostnader
De totale investeringskostnadene for utvikling av Linnorm-feltet, inkludert borekostnader og
modifikasjoner på Draugen, er estimert til 16,7 milliarder norske kroner. Gjennomsnittlige
driftskostnader for Linnorm vil være ca. 2,5 milliarder kroner de første årene for deretter å
falle gradvis til 0,5 milliarder norske kroner.
Et kostnadsestimat for Linnorm med utbygging av 4-5 brønner som oppgår til 16,7 milliarder
NOK er ettergivent her og er fordelt følgende;
Linnorm havbunnsinstallasjoner, 6 144 MNOK
Draugen modifikasjonsarbeid for Linnorm tilkobling, 3 720 MNOK
Boring og brønn, 6 400 MNOK
Utvidelse av boligkvarter på Draugen 145 MNOK
Tilkobling til NSGI rørledningen, 324 MNOK
Estimatet omfatter ledelse, teknisk arbeid, bygging av moduler på land, offshore
konstruksjon, marine operasjoner, logistikk og forsikringskostnader.
For mer informasjon om investering og kostnader henvises det til kapitel 7.1.
2.12 Avvikling av virksomheten
Fremtidig avvikling av feltet og dets innretninger vil være i henhold til de krav som ligger i
OSPAR 98/3, eller de krav som gjelder ved aktuelt tidsrom for avvikling. Per i dag innebærer
dette at alle innretninger skal være fjernbare og at havbunnsrammen på Linnorm-feltet
fjernes.
For rør og kabler gjelder føringer angitt i Stortingsmelding Nr. 47 (1999-2000) Disponering av
utrangerte rørledninger og kabler. Som en generell regel kan rør og kabler etterlates når de
ikke er til ulempe eller utgjør risiko for bunnfiske, vurdert ut fra kostnadene med nedgraving,
tildekking eller fjerning.
I tråd med gjeldende bestemmelser vil det i god tid før avslutning av produksjonen bli lagt
fram en avslutningsplan med forslag til disponering av havbunnsinstallasjoner samt felt- og
eksportrørledninger.
2.13 Tiltak for å redusere utslipp
For å sikre at energibruk for den anbefalte utbyggingsløsningen er i henhold til ALARP (As
Low As Reasonable Practible)-prinsippet er det utført en rekke vurderinger i konseptfasen.
Disse vurderingene inkluderer BAT (best tilgjengelige teknikker)-vurderinger
2.13.1 BAT-vurderinger
I henhold til IPPC-direktivet (Integrated Pollution Prevention and Control; EUs rådsdirektiv
96/61 EF) stilles det krav til at energien utnyttes effektivt og at beste tilgjengelige teknikker
tas i bruk for å forebygge og begrense forurensinger. Evaluering av BAT og ALARPprinsipper har vært en integrert del av prosjekteringsarbeidet for Linnorm og er lagt til grunn
ved valg av konsept og teknologi.
Hovedvurderingene som er gjennomført med tanke på BAT for Linnorm feltutbygging er kort
presentert i dette kapitelet.
33
Vurdering av energiløsninger
Draugen-plattformen har ikke fasiliteter for gassprosessering. Tilknytning av Linnorm vil
medføre et betydelig modifikasjonsarbeid, herunder installasjon av et nytt tog for
gassprosessering samt en ny gasskompressor. For Linnorm utbyggingsløsningen er det
samlede kraftbehovet vurdert til ca. 17,4 MW for eksportkompressorer for gasseksport og
internt i prosessen slik som pumper for vanninjeksjon og prosessering. I henhold til
Stortingets beslutninger skal det for nye utbyggingsprosjekter til havs gjøres vurderinger av
ulike energiløsninger inkludert kraftoverføring fra land. For Linnorm utbyggingen er det derfor
sett på direkte overføring av kraft fra land. I tillegg er det sett på flere alternativer for
kraftforsyning med gassturbiner.
Per i dag blir kraft på Draugen levert av tre 16.2 MW generatorer som opereres i en 2 av 3
konfigurasjon. Ulike alternativer for forsyning av kraft med gassturbiner for Linnorm
utbyggingen er vurdert. Et alternativ er å utnytte den eksisterende kraftforsyningen på
Draugen men ha den i konfigurasjon 3 av 3 i stedet for dagens 2 av 3 konfigurasjon. Et annet
alternativ er å fjerne dagens kraftutstyr på Draugen og erstatte det med ett nytt og større
anlegg. Ett tredje alternativ er å koble opp en frittstående gassturbin, mens et fjerde
alternativ er å oppgradere kraftutstyret på Draugen gjennom å installere en fjerde lignende
gassturbin og operere i en 3 av 4 konfigurasjon (Tabell 2.5).
Alternativet med tilkobling av en frittstående gassturbin ble valgt som det beste alternativet
da det hadde laveste CO2- og NOx-utslipp. I tillegg vil en frittstående gassturbin minimere
mengden ekstra vekt av utstyr som må installeres på Draugen plattformen. For å dekke
kraftbehovet til den nye gasskompressoren vil altså en ny 15 MW LM2500 Dual Fuel & Low
DLE (Dry Low Emissions) gassturbin bli installert på plattformen. Denne vil bli fullstendig
drevet på Linnorm gass. Tilknytning av Linnorm til Draugen vil i tillegg medføre et kraftbehov
på ca. 2,4 MW som vil dekkes av eksisterende kraftgenererende utstyr på Draugen.
Som et alternativ til kraftproduksjon med gassturbiner på Draugen har tiltakskostnader og
evalueringer for elektrisk kraft fra land blitt beregnet for ulike scenario. Et scenario beskriver
kraft fra land for kun Linnorm kompressoren mens et annet scenario baserer seg på kraft fra
land til å drive både Linnorm og vertsplattformen Draugen. Kraft fra land resulterer i en
reduksjon i utslipp av CO2 og NOx sammenliknet med kraftforsyning til havs med drivstoff,
gitt at man kun ser på de direkte utslippene for kraftforsyning.
Tabell 2.5. Oversikt av kraftforsynings alternativ
Alternativ 1
Alternativ 2
Alternativ 3
Alternativ 4
Alternativ
kraft fra
land
Alternativ
kraft fra
land
Kun
Linnorm
kompressor
Draugen
og
Linnorm
300
2 540
Operere i
3 av 3
konfigurasjon
Installasjon
av større
anlegg
Frittstående
gassturbin
Vekt (tonn) av
utstyr som må
installeres
140
370
130
Installasjon
av en fjerde
generator og
operere i
3 av 4
konfigurasjon
350
CO2 utslipp fra
elektrisk kraft
(tonn)
580 000
560 000
630 000
650 000
630 000
21 000
CO2 utslipp fra
Linnorm
kompressor
(tonn)
1 100 000
1 100 000
960 000
1 100 000
62 000
62 000
34
I 2007 ble det utført en mulighetsstudie for elektrifisering av Draugen for å verifisere og
vurdere tekniske og økonomiske løsninger for å forsyne Draugen med elektrisk kraft fra land
(Shell Exploration & Production, 2007). Studien definerte seks alternativer med
transmissionsalternativ AC/DC som følger.
Installasjon av nye moduler på Draugen med kraftgenerering på;
1) 55 MW
2) 110 MW
3) 130 MW
Installasjon av nye moduler på en ny plattform i nærheten av Draugen og som via tilkobling til
Draugen har en kraftgenerering på;
4) 110 MW
5) 130 MW
6) 200 MW
For en vekselstrømløsning (AC) finnes det en kraftstasjon på land på Frøya (en øy 75 km fra
Tjeldbergodden) som kan forsyne Draugen med kraft via en ca. 150 km lang sjøkabel som
går fra Tjeldbergodden via Frøya til Draugen. For en likestrømløsning (DC) finnes det en
kraftstasjon på land på Tjeldbergodden som via en sjøkabel kan forsyne Draugen med kraft
direkte. For elektrifisering av Draugen er det foreslått et behov for å installere to moduler.
Mulighetsstudien inkluderte utstyr og installasjoner på Tjeldbergodden for levering av
elektrisk kraft til Draugen-feltet, legging av en kabel på havbunnen fra Tjeldbergodden til
Draugen, utstyr og installasjoner på Draugen samt installasjon av en eventuell ny plattform.
I studien kom det fram at tilgjengelig plass for plassering av elektrifiseringsmodulene på
Draugen plattformen var svært begrenset. De økonomiske vurderingene viste at kostandene
for installasjon av moduler med kraftgenerering på Draugen varierte i de tre alternativene
mellom 990 MNOK og 1 580 MNOK mens kostnadene for installasjon av modulene på en ny
plattform med tilkobling til Draugen varierte mellom 1 750 MNOK og 2 500 MNOK.
Tiltakskostnadene for elektrifisering av Draugen ble derfor ansett som ikke gjennomførbar.
I 2011 ble det gjennomført en oppdatert studie av elektrifisering av Linnorm og
vertsplattformen Draugen. I studiet ble det utført beregninger der elektrifisering av Linnorm vil
gjelde;
1) utstyr for både Linnorm og Draugen, alternativt
2) kun Linnorm utstyr.
Resultatene er oppsummert i tabell 2.6.
Tabell 2.6. Oppsummering av resultatene fra elektrifiseringsstudien for Linnorm 2011.
Alternativ
Tiltakskostnader
1. Linnorm og
Draugen
2 025 NOK/ redusert
tonn CO2
2. Kun Linnorm
3 217 NOK/ redusert
tonn CO2
Investeringskostnader Unngått utslipp av
CO2 (2011-2030)
3 761 MNOK
3 811 000 tonn
1 273 MNOK
756 000 tonn
Dette arbeidet resulterte også i at ikke å gjennomføre tiltaket, pga. kostnader.
35
Ved en eventuell framtidig utviding ved Linnorm til andre felt vil det bli gjort en ny helhetlig
vurdering av energieffektivitet for å minimalisere klimagassutslipp.
BAT vurderinger av energi-forbruk
Integrasjon av eksisterende innretninger og gasseksport. Utnyttelse av eksisterende
prosesseringsanlegg på Draugen anses som BAT. Behandling av Linnorm kondensat og
vann er kompatibelt med Draugen og kan skje via eksisterende prosesseringsanlegg på
Draugen. For å håndtere gass fra Linnorm må et nytt gassprosesseringsanlegg bygges og
installeres. Et stabiliseringsanlegg for kondensat er allerede installert på Draugen. Valg av en
frittstående gasskompressor for eksport av Linnorm gass i tillegg til allerede eksisterende
kraftforsyningsanlegg som finnes på Draugen er funnet som beste mulige løsning. Strategier
for effektivisering av gasseksport under hele feltets levetid er evaluert og utarbeidet.
Gjenvinning av spillvarme. Infrastruktur for opptak og utnyttelse av spillvarme fra
generatorene på Draugen er per i dag på plass og disse vil ha kapasitet for å forsyne varme
til tekniske løsninger for drift av Linnorm feltet (for eksempel å forsyne Linnorm TEG-koker
med varme i stedet for å benytte elektrisitet til oppvarming. Trietylenglykol (TEG) er det
dominerende flytende tørkemiddel som benyttes for å fjerne vanndamp fra gasstrømmer.)
Øvrige BAT vurderinger
Utbyggingen av Linnorm havbunnsinstallasjoner og tilhørende oppgraderingsmoduler til
Draugen har vært igjennom BAT vurderinger med ALARP-prinsippet som basis. Drift av
Draugen er ikke vurdert i denne konsekvensutredning.
Hydratstrategi. Voks og hydrater kan tette rørledninger og for å forebygge dette er det
besluttet at den 55 km lange forbindelsen mellom Linnorm brønner og Draugen plattformen
vil bli oppvarmet med direkte elektrisk oppvarming (DEH). Det innebærer at man sender
strøm gjennom rørveggen og i sjøvannet rundt røret fra en ende til den andre. DEH er BAT
og reduserer bruken av kjemikalier for hydratdannelse.
Reinjeksjon av produsert vann på Draugen. Etter separasjon på Draugen vil produsert vann
fra Linnorm injiseres i Draugen-reservoaret sammen med produsert vann fra Draugen. Det
nye anlegget for injeksjon av produsert vann på Draugen vil begynne reinjeksjon av
produsert vann i løpet av 2012 og vil ha kapasitet til å håndtere produsert vann fra Linnormfeltet (med unntak av år 2022). Reinjeksjon av produsert vann er vurdert som BAT.
Lekkasjedeteksjon for Linnorm feltet. For utbyggingen av Linnorm feltet er det valgt at
installere passiv akustisk lekkasjedeteksjon på havbunnsinstallasjoner og sensorer for
registrering av massebalanse på rørledninger. Det vil også bli installert en fiberoptisk kabel
langs rørledningen som eventuelt senere kan brukes for lekkasjedeteksjon av røret når
teknologien er ferdig utviklet. Dette vil muliggjøre en betydelig bedre deteksjon enn
massebalanse.
2.14 Helse, miljø og sikkerhet
Ivaretakelse av helse, miljø og sikkerhet (HMS) er viktig for Shell. Verken mennesker eller
miljø skal skades som følge av Norske Shells aktiviteter. For å følge opp sikkerhets- og
miljøforhold utarbeides det et prosjektspesifikt HMS-program for Linnorm under hver
prosjektfase. Utbyggingen av Linnorm-feltet skal følge Shells HMS-retningslinjer og krav i
norsk lovgivning.
Shell har som mål å minimere effekten av operasjoner på miljøet, være proaktive i forhold til
å håndtere risiko for uønskede hendelser, samt og kontinuerlig forbedre sin ytelse innen
HMS. Shell har derfor som mål at null dødsulykker og null hendelser som fører til
personskader, eller som setter naboer, anlegg eller miljøet i fare skal skje. For å håndtere
36
dette har Shell en tosidig tilnærming til potensielle ulykker. Risiko som kan føre til ulykker
skal identifiseres og undersøkes, og nødvendige tiltak skal innføres for å redusere eller
eliminere risikoen. Samtidig blir det forberedt og trent på hvordan eventuelle ulykker skal
håndteres dersom de skjer.
I 2009 innførte Shell ett nytt rammeverk bestående av manualer innenfor HMS og
samfunnsmessige virkninger, som blant annet dekker tema som helse, prosessikkerhet,
miljø, personlig sikkerhet, produktforvaltning og transport. Rammeverket inneholder et
forenklet sett med obligatoriske standarder som definerer prinsipper og forventningsområder.
Reglene skal være enkle og det skal stilles tydelige krav som er lette å forstå og følge. I 2009
ble også “Tolv regler som redder liv” introdusert. Disse obligatoriske reglene fokuserer på
den høyeste risikoen i de daglige aktivitetene, og kan føre til disiplinærtiltak dersom de
brytes. Shells forpliktelser til helse, miljø og sikkerhet er vist i Figur 2.14.
Shell har som mål å begrense de miljømessige følgene av driften, og sikre en bærekraftig
energiframtid. Shells innsats er derfor konsentrert rundt fire områder: å produsere mer
naturgass, utvikle biodrivstoff med lavere karbonutslipp, bidra til å utvikle teknologier for
karbonfangst og lagring samt arbeide for å forbedre energieffektiviteten i driften.
37
Figur 2.14. Shells forpliktelser til helse, miljø og sikkerhet.
38
3 METODIKK FOR VURDERING AV KONSEKVENSER
Metodikken som er benyttet i foreliggende utredning for vurdering av konsekvens er basert
på håndbok for konsekvensanalyse utarbeidet av Statens Vegvesen (2009). Metoden er ikke
begrenset til vegsektoren, men har en global tematisk anvendelse. Metodikken omfatter,
hvor det er mulig, kvantifisering av konsekvenser for miljø (dvs. energiforbruk og utslipp til
luft), fiskeri og samfunn. Forhold som ikke lar seg kvantifisere blir beskrevet gjennom en
faglig vurdering av type effekt, omfang og konsekvens.
I denne prosessen er det gjort et forsøk på å skille viktige konsekvenser fra mindre viktige
konsekvenser. Dette gjøres metodisk ved å vurdere a) verdien eller sensitiviteten av et
område/ressurs i forhold til den type påvirkning det utsettes for, kombinert med b) omfanget
av effekten det utsettes for. Produktet angir konsekvensen. Metoden er illustrert i Figur 3.1.
Metoden differensierer således mellom en aktivitets påvirkning avhengig av hvor viktig eller
sårbar de ulike områdene er. Tilsvarende vil varierende grad av påvirkning gi ulik
konsekvens i et tilsvarende sårbart område. Dette betyr at en relativ liten påvirkning kan gi
en stor konsekvens i et sårbart område, mens en stor påvirkning kan ha relativt mindre
konsekvens i et lite sårbart område. Denne metoden er vurdert som hensiktsmessig for
vurdering og presentasjon av konsekvenser. Påvirkningens varighet (kort eller lang tid, samt
estimert restitusjonstid for den påvirkede ressurs eller miljøkomponent) vil i tillegg bidra i
vurderingen av påvirkningens omfang.
Figur 3.1. Metodikk (konsekvensmatrise) for vurdering av ikke-kvantifiserbare konsekvenser.
Hver konsekvens som er utredet er således avledet som en funksjon mellom verdi/sårbarhet
av det påvirkede område/ressurs, omfang av påvirkning, samt varighet og geografisk
utstrekning av påvirkningen. Konsekvenskategoriene (liten, moderat, stor) kan ikke defineres
universelt, men fastsettes for hvert tema i henhold til matrisen. Vurderingen av ikkekvantifiserbare konsekvenser er i rapporten presentert i anførselstegn for eksempel “liten
negativ”.
39
I henhold til Naturmangfoldsloven § 8 skal «Offentlige beslutninger som berører
naturmangfoldet skal så langt det er rimelig bygge på vitenskapelig kunnskap om arters
bestandssituasjon, naturtypers utbredelse og økologiske tilstand, samt effekten av
påvirkninger. Kravet til kunnskapsgrunnlaget skal stå i et rimelig forhold til sakens karakter
og risiko for skade på naturmangfoldet.». I foreliggende konsekvensutredning er arters
bestandssituasjon, naturtypers utbredelse og økologiske tilstand beskrevet i kapittel 5
Statusbeskrivelse av miljøtilstand mens effekten er vurdert i kapittel 6 Miljømessige
konsekvenser og avbøtende tiltak. Kunnskapsgrunnlaget for koraller og andre arter av
bunnfauna i nærområdet til Linnorm og langs rørledningstraseen er ikke tilstrekkelig for å
vurdere konsekvensene, da resultatene fra havbunnskartleggingen ikke er ferdig analysert. I
vurderingen av konsekvenser er det derfor forutsatt at beskrevne avbøtende tiltak
gjennomføres, dersom det videre analysearbeidet identifiserer en uakseptabel risiko for å
skade verneverdige arter av koraller eller andre arter av bunnfauna.
I samsvar med loven kommer «føre-var-prinsippet» til anvendelse der hvor beslutninger skal
treffes på manglende kunnskap. I modelleringen av virkningen av utslipp av produsertvann er
det lagt inn en høy sikkerhetsfaktor fordi det mangler enkelte toksisitetsdata for H 2S-fjerner.
Selv om produsertvann skal reinjiseres, og det dermed bare er utslipp av i de perioder hvor
anlegget er ute av drift, gir dette kjemikalie en EIF-faktor som er høy i forhold til andre felt i
Nordsjøen. Har er det forventet at det å fremskaffe bedre data vil redusere risikonivået.
40
4 OPPSUMMERING AV INNKOMNE
HØRINGSUTTALELSER TIL FORSLAGET TIL
UTREDNINGSPROGRAM
Et forslag til utredningsprogram for Linnorm feltutbygging ble sendt på ekstern høring 9. mars
2012. Høringsperioden var 12 uker og høringsfristen ble satt til 1. juni 2012.
Utredningsprogrammet ble sent ut til i alt 73 instanser og det ble mottatt kommentarer fra 16
instanser. De innkomne høringsuttalelsene til forslaget til utredningsprogrammet er listet opp
nedenfor.
1. Arbeidsdepartementet
2. Arbeidstilsynet
3. Havforskningsinstituttet
4. Fiskeridirektoratet
5. Forsvarsbygg
6. Fylkesmannen i Rogaland
7. Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif)
8. Kristiansund kommune
9. Kystverket
10. Miljøverndepartementet
11. Møre og Romsdal fylkeskommune
12. Norges Fiskarlag
13. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE)
14. Norskehavsrådet
15. Statens strålevern
16. Sør-Trøndelag Fylkeskommune
I det følgende gis en oppsummering av de mottatte høringsuttalelsene med Norske Shells
vurdering av hvordan kommentarene kan bli ivaretatt i konsekvensutredningen. Basert på
dette fastsatte OED utredningsprogrammet for Linnorm 4.7.2012.
41
Innkomne kommentarer til forslag til
program for konsekvensutredning
1.
Shells vurdering
Arbeidsdepartementet har lagt saken
frem for Petroleumstilsynet og slutter seg
til deres vurderinger.
Henvisning
til kapittel
NA
1.1
Ønsker at konsekvensutredningen også
vurderer risikobidraget som følge av
eventuelle framtidige tilknytninger til den
nye rørledningen mellom Linnorm og
Draugen. De påpeker at den økte
risikoen for akutte utslipp, samt
konsekvenser for 3.part i forbindelse med
tilknytning av nye felt inn på rørledningen,
og på innretningen, bør vurderes.
Konsekvensutredningen vil
utrede dette forholdet som
også omfatter mulig
framtidige tilknytninger av
andre felt.
Kap. 6.3
1.2
Ser behov for at konsekvensutredningen
vil utrede løsninger som reduserer
sannsynligheten for akutte utslipp og/eller
mengden som potensielt kan slippe ut.
Ønsker også at konsekvenser for 3. part
drøftes i utredningen.
utrede dette forholdet.
Kap. 6.3
2.
Arbeidstilsynet
Ingen merknader.
Kommentaren tas til
orientering.
NA
Kommentaren tas til
orientering.
NA
Kommentaren tas til
orientering og relevante
forhold til fiskeriaktiviteten
lokalt vil belyses i
Kap. 7.2
3.
Havforskningsinstituttet
Ingen merknader.
4.
4.1
Fiskeridirektoratet
Fiskeridirektoratet påpeker at selv om
fiskeriaktiviteten er lav i området for
Linnorm utbyggingen, kan aktivitetsnivået
endre seg over tid som følge av
fangsttilgjengelighet, fiskerireguleringer
mv. og påpeker at området er i perioder
viktig for fiske med line etter brosme og
lange.
4.2
Mener at steinfyllinger bør begrenses til
et minimum og påpeker at frie spenn på
rørledning bør i den grad det er mulig
unngås, da frie spenn medfører en
sikkerhetsrisiko for trålere som eventuelt
kan kjøre tråldører fast i disse.
beskrive metoder/tiltak
knyttet til denne aktiviteten.
Kap. 7.2
4.3
Ønsker at det også utredes fjerning eller
gjenbruk av rørledninger ved avvikling.
Disponering av utrangerte
rørledninger vil bli håndtert
i henhold til
Stortingsmelding nr. 47 og
Kap. 2.12
42
Shells vurdering
Henvisning
til kapittel
det vil senere utarbeides
en egen
konsekvensutredning i
forbindelse med dette.
5.
6.
Forsvarsbygg
Forslag til program for
konsekvensutredning for utbygging og
drift av Linnorm-feltet har blitt vurdert av
Forsvarsbygg på oppdrag fra
Forsvarsdepartementet, med hensikt for
å ivareta Forsvarets arealbruksinteresser.
Forsvarsbygg har ingen merknader.
Fylkesmannen i Rogaland
Ingen merknader.
Kommentaren tas til
orientering.
NA
Kommentaren tas til
orientering.
NA
7.
7.1
Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif)
Forventer at konsekvensutredningen
Shell benytter BATinneholder en helhetlig BAT vurdering for vurderinger for å finne
alle deler av utbyggingen på Linnorm og
beste tekniske og
den planlagte oppgraderingen av
miljømessige løsninger for
Draugen.
både utbygging av Linnorm
og oppgradering av
Draugen plattform. Dette vil
behandles i
7.2
Konseptvalg og utbyggingsløsninger.
Konsekvensutredningen bør redegjøre
for hvilke miljøkriterier som er lagt til
grunn for valg av løsning. Den bør også
gi en oversikt over hvordan disse
kriteriene er vurdert for de ulike
alternativene når det gjelder
energiforbruk og utslipp til luft og vann.
legge fram en oversiktlig
presentasjon av alternative
utbyggingsløsninger
inklusive miljøkriterier for
Linnorm-feltet og de
alternative løsninger for
oppgraderingen av
Draugen. Det vil
redegjøres for
hovedkonseptene som blitt
vurdert, med begrunnelse
for valgene som blitt tatt.
Kap. 2.7
7.3
Utbygging og utvikling av Draugen.
Klif påpeker viktigheten av at
konsekvensutredningen for Linnorm
redegjør for de oppgraderinger som
planlegges på Draugen i forbindelse med
prosjektet.
Oppgraderingen av
Draugen og tilhørende
konsekvenser vil bli utredet
i godkjenningsprosessen
for Linnorm-feltets
utbygging.
Kap. 2.8.4
43
Kap 2.13
Shells vurdering
Henvisning
til kapittel
7.4
Klif anser det som viktig at
konsekvensutredningen inneholder
vurderinger om tiltak som reduserer
utslippene til luft fra eksisterende
kraftgenerering. Utredningen bør også
inneholde vurderinger av tiltak for
redusert fakling og energieffektivisering.
Klif påpeker at ettersom Shell planlegger
å bruke Linnormgassen til kraftgenerering
på plattformen vil CO2 utslippene fra
Draugen øke siden gassen fra Linnorm
inneholder 7 % CO2.
Shell benytter BATvurderinger for å finne
beste tekniske og
miljømessige løsninger
knyttet til energistyring
(kraftgenerering, fakling og
energieffektivisering).
Prognoser for utslipp vil
redegjøres for i
konsekvensutredningen og
mulige tiltak for reduksjon i
utslipp skal drøftes.
Kap. 2.13
7.5
Klif anser det som svært viktig at
operatøren redegjør for avbøtende tiltak
og beskriver de ulike teknologiene som er
vurdert for fjerning av kvikksølv. I tillegg
anses det som svært viktig at
avfallsplanen for Draugen gjennomgås
og oppdateres, og at det utarbeides en
massebalanse for kvikksølv.
redegjøre for
kvikksølvforholdene og
oppdatere avfallsplanen for
Draugen.
Kap.
2.8.5.1
Kap. 6.4
7.6
Klif påpeker også at ettersom det finnes
store mengder hydrogensulfid (H2S) i
Linnormgassen må rensning av gassen,
som er essensiell både for arbeidsmiljø
og ytre miljø, redegjøres for i
redegjøre for H2S
forholdene og aktuelle tiltak
iverksatt på
vertsplattformen.
Kap. 6.2.2
7.7
Beskrivelse av naturresurser i
influensområdet.
Klif vurderer det som svært viktig at
naturresurser er grundig kartlagt. Derfor
ber Klif om at det legges vekt på å trekke
inn nyere faglig grunnlag som bl.a.
resultater fra relevant regionalt offshore
overvåkingsprogram, i tillegg til
myndighetenes forvaltningsplan for
Norskesjøen fra 2009 som
programforslaget nå er basert på.
Kommentaren tas til
orientering.
Ny faglig grunnlag vil
trekkes inn, f.eks. ny
kunnskap knyttet til
kaldtvannskoraller,
resultater fra offshore
miljø-overvåkingsprogram,
samt myndighetenes
forvaltningsplan fra 2009.
Kap. 5
7.8
Klif påpeker at de er kjent med at det er
planlagt grunnlagsundersøkelser i
området sommeren 2012 samt
undersøkelser for å kartlegge
korallforekomster i området ved Linnorm
og langs rørlednings traséen, og anser
dette som særdeles interessant.
Shell bekrefter at
grunnlagsundersøkelsen
for Linnorm og Onyx Sør
gjennomføres sommeren
2012, samt at
undersøkelser for å
kartlegge korallforekomster
gjennomføres både ved
Linnorm, Onyx S og på
Draugen feltet.
Kap. 5.12
44
Shells vurdering
Henvisning
til kapittel
7.9
Lekkasjedeteksjon og beredskap.
Klif forventer en gjennomgang av BAT for
lekkasjedeteksjon.
redegjøre for BAT
løsninger og for valg av
lekkasjedeteksjonssystem.
Kap. 6.3.4
7.10
Klif ønsker en redegjørelse av hvordan
Linnorm forventes inkludert i
områdeberedskapen på Haltenbanken.
redegjøre for
beredskapsløsninger for
utbygging og drift av
Linnorm som en del av
områdeberedskapen.
Kap. 6.3.5
7.11
Klif anser det som viktig at det i den
oppdaterte miljørisikoanalysen blir
redegjort for hvordan de høye kvikksølvkonsentrasjonene på Linnorm innvirker
på miljørisikoen.
Miljørisikoanalysen av
boreoperasjoner ved
Linnorm og Onyx Sør samt
miljø-risikoanalysen for drift
av Linnorm-feltet vil
fortrinnsvis fokusere på
hydrokarboner, og vurdere
evt. miljørisikoen av
kvikksølv i Linnorm gass.
Oppdatering av miljørisikoanalysen for
vertsplattformen Draugen
vil redegjøre for
tilleggsrisiko knyttet til
kvikksølvhåndtering på
plattformen.
Kap. 6.3
Kap. 6.4
8.
Kristiansund kommune
Ingen merknader.
Kommentaren tas til
orientering.
NA
Kommentaren tas til
orientering. Siste
tilgjengelige AIS-data vil
benyttes ved oppdatering
av risikoanalysen.
Kap. 7.4
Kommentaren tas til
orientering.
NA
redegjøre for miljømessige
og samfunnsmessige
Kap 7.1
9.
10.
11.
11.1
Kystverket
Kystverket anbefaler at nyere oppdatert
AIS-data anvendes for at visualisere
trafikkstrømmene utenfor deler av
Nordlands- og Trøndelagskysten.
Miljøverndepartementet
Miljøverndepartementet viser til
høringsuttalelser fra Klima- og
forurensningsdirektoratet og har ingen
øvrige merknader.
Møre og Romsdal fylkeskommune
Møre og Romsdal fylkeskommune mener
at konsekvensutredningen bør redegjøre
for samfunnsmessige så vel som
45
Shells vurdering
miljøkonsekvensene ved framtidig
tilknytning til den nye rørledningen
mellom Linnorm og Draugen.
forhold.
11.2
Mener at konsekvensutredningen bør
drøfte energieffektive løsninger og
kraftforsyning ved Linnorm ved ei
framtidig utviding til Onyx Sør og Noatun
med minimalisering av klimagassutslipp.
redegjøre for BAT
vurderinger knyttet til
energiløsninger på
og subsea-feltene. Det vil
også redegjøres for
tilrettelegging for andre
utbygginger, for eksempel
Noatun, i denne
Kap. 2.8
Kap. 2.13
11.3
Anbefaler om at det blir utarbeidet en
overordnet plan for elektrifisering av nye
utbygginger og delutbygginger for
området.
Kommentaren tas til
orientering. Elektrifisering
av Draugen og Linnorm ble
studert i 2007 og 2011. En
sammenfatning fra dette
arbeidet vil redegjøres for i
Kap. 2.13
11.4
Vil at konsekvensutredningen må
redegjøre for de samfunnsmessige
konsekvensene ved valget av lokalisering
av støttevirksomhet, med vekt på
forsyning, transport og driftsorganisasjon.
Mener at viktige element er funksjonalitet,
kapasitet, kompetanse og teknologiske
muligheter, kostnader og
samfunnsøkonomiske verknader.
Påpeker at den samfunnsmessige delen
av utredningen er et viktig element for
innspill mot den regionale planleggingen
med tilrettelegging for verdiskaping for
region og næringsliv.
redegjøre for
samfunnsmessige
konsekvenser knyttet til
valg av vertsplattform og
støttevirksomhet.
Kap.7.1
11.5
Mener at konsekvensutredningen må
redegjøre for hvordan bruk av ulike
kontraktstrukturer i bygge-, drift-,
vedlikeholds- og modifikasjonsfasen vil
kunne ha betydning for videreutvikling av
de petroleumsrettede miljøene i regionen.
beskrive Shells
kontraktstrategier / struktur
for subsea utbygging
Linnorm og for
modifikasjoner på
vertsplattformen Draugen.
Dette vil også inkludere en
beskrivelse av mulig
fremtidig betydning for
videreutvikling av
petroleumsrettet miljø i
regionen.
Kap 7.1
46
Henvisning
til kapittel
Shells vurdering
Henvisning
til kapittel
beskrive fiskeriaktiviteten
basert på oppdaterte data
som innhentes fra
Fiskeridirektoratet.
Kap. 7.2
12.
12.1
Norges Fiskarlag
Norges Fiskarlag mener at
fiskeriaktiviteten som i
konsekvensprogrammet er beskrevet
som lav, grunnet av antall fartøy i
området, rettes opp. Norges Fiskarlag
mener at dersom linefartøy ligger spredt
over et større område betyr dette at
området er viktig for flåten.
12.2
Påpeker at det i området er aktivitet i
forhold til andre arter enn beskrevet i
programforslaget.
beskrive fiskeriaktiviteten
basert på oppdaterte data
som innhentes fra
Fiskeridirektoratet.
Kap. 5.7
Kap. 7.2
12.3
Påpeker at planlegging av seismikk i
området må gjøres med den målsetting
at det ikke oppstår konflikt med fiskeriene
og at en god dialog på et tidlig stadium
med næringsorganisasjoner er helt
nødvendig.
Shell vil bygge videre på
tidligere gode erfaringer
med dialog med lokale
fiskere, og planlegging og
gjennomføring av seismikk
uten konfliktsituasjoner.
Kap. 7.2.5
Kap. 7.2.6
12.4
Norges Fiskarlag ber at dersom det
planlegges kontinuerlig seismisk
reservoarovervåking er det viktig at
tidspunkt for dette ikke kolliderer med
fiskeriaktivitet i området og at dette bør
legges inn som en del av avbøtende tiltak
i forhold til fiskeriene.
Det planlegges kun
seismiske undersøkelser i
2012, samt noen
undersøkelser etter
produksjons-start i 2016.
Det vil bli tatt hensyn til
fiskeriaktiviteter i
forbindelse med disse
undersøkelsene.
Kap. 7.2.5
Kap. 7.2.6
12.5
Mener at det primært ikke bør forekomme
utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten,
men då det likevel skjer forventes bruk av
grønne kjemikalier vektlegges ved design
av brønn og ved utvinning.
redegjøre for BAT
løsninger og Shell vil
vurdere alle
kjemikaliefunksjoner i
henhold til regelverkets
krav, og benytte kjemikalier
med de beste
miljøegenskapene.
Kap.
2.8.4.1
Kap. 6.2
13.
Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE)
Ingen merknader.
Kommentaren tas til
orientering.
14.
14.1
Norskehavsrådet
Norskehavsrådet mener at
konsekvensutredningen bør redegjøre for
samfunnsmessige så vel som
47
redegjøre for miljømessige
og samfunnsmessige
NA
Kap. 6 & 7
Shells vurdering
miljøkonsekvensene ved framtidig
tilknytning til den nye rørledningen
mellom Linnorm og Draugen.
forhold.
14.2
kraftforsyning ved Linnorm ved ei
framtidig utviding til Onyx Sør og Noatun
med minimalisering av klimagassutslipp.
redegjøre for BAT
og subsea-feltene. Det vil
også redegjøres for
Noatun, i denne
Kap. 2.13
14.3
Ber om at det blir utarbeidet en
overordnet plan for elektrifisering av nye
utbygginger og delutbygginger for
området.
Elektrifisering av Draugen
og Linnorm ble studert i
2007 og 2011. En
sammenfatning fra dette
arbeidet vil presenteres i
Kap. 2.13
14.4
konsekvensene ved valget av lokalisering
av støttevirksomhet, med vekt på
forsyning, transport og driftsorganisasjon.
Påpeker at den samfunnsmessige delen
av utredningen er et viktig element for
innspill mot de regionale planer som
legges i norskehavsregionen med
tilpassing og tilrettelegging for
verdiskaping for region og næringsliv.
redegjøre for
samfunnsmessige
støttevirksomhet.
Kap.7.1
14.5
de petroleumsrettede miljøene i
norskehavsregionen.
Det vises til kommentar
12.5 fra Møre og Romsdal
fylkeskommune.
Kap. 7.1
14.6
Påpeker at før produksjonsstart må det
dokumenteres tilgang på nok kraft.
Kommentaren tas til
orientering.
NA
15.
15.1
Statens strålevern
Statens strålevern mener at
konsekvensutredningen bør inneholde en
beregning av årlige utslipp av radioaktive
stoffer på Draugen-feltet etter oppkobling
inkludere en beskrivelse av
radioaktivitet i produsert
vann og en vurdering av
Kap.
6.2.2.1
48
Henvisning
til kapittel
Shells vurdering
av Linnorm-feltet samt en vurdering av
mulige miljøkonsekvenser av disse
utslippene.
tiltak for å redusere utslipp
av radioaktive stoffer ved
utslipp av produsert vann
fra både Linnorm og
Draugen.
15.2
Forventer at eventuelle tilgjengelige
resultater fra arbeidet med at se på
mulige renseteknologier for at redusere
utslippene av radioaktive stoffer i
produsert vann (igangsatt våren 2012),
også vurderes i konsekvensutredningen
for Linnorm-feltet.
inkludere en vurdering av
tiltak for å redusere utslipp
av radioaktive stoffer ved
utslipp av produsert vann.
Kap.
6.2.2.1
16.
16.1
Sør-Trøndelag Fylkeskommune
Sør-Trøndelag Fylkeskommune mener at
konsekvensutredningen bør redegjøre for
samfunnsmessige og miljømessige
konsekvenser ved framtidig tilknytning til
den nye rørledningen mellom Linnorm og
Draugen.
redegjøre for mulige
tilknytninger, f.eks. Onyx S.
Konsekvenser ved andre
tilknytninger må utredes
når mer informasjon
foreligger.
Kap. 6 & 7
16.2
kraftforsyning for Linnorm ved ei framtidig
utviding til Onyx Sør og Noatun med vekt
på minimalisering av klimagassutslipp.
redegjøre for BAT
vertsplattformen Draugen.
Dette gjelder kraftbehovet
for Linnorm og Onyx Sør.
Det vil også redegjøres for
Noatun, i denne
Kap. 2.13
16.3
konsekvensene ved de valg som gjøres i
forhold til lokalisering av
støttevirksomhet, med vekt på forsyning,
transport og driftsorganisasjon. Påpeker
at den samfunnsmessige delen av
utredningen er et viktig element for
innspill mot de regionale planer som
legges i norskehavsregionen med
tilpassing og tilrettelegging for
verdiskaping for region og næringsliv.
redegjøre for
samfunnsmessige
støttevirksomhet.
Kap. 7.1
16.4
Det vises til kommentar
12.5 fra Møre og Romsdal
Kap. 7.1
49
Henvisning
til kapittel
16.5
Shells vurdering
de petroleumsrettede miljøene i SørTrøndelag.
fylkeskommune.
inneholde et eget avsnitt om Linnormutbyggingens påvirkning på det samlede
aktivitetsnivået i samfunnet.
redegjøre for andel av
investeringer i Linnorm
sammenstilt med totale
investeringer på sokkelen i
den samfunnsmessige
analysen.
50
Henvisning
til kapittel
Kap. 7.1
5 STATUSBESKRIVELSE AV MILJØTILSTANDEN
Konsekvensutredningen baseres på beskrivelser av området i RKU Norskehavet (2003),
senere publisert materiale fra nasjonale direktorat/institutt, myndighetenes Forvaltningsplan
for Norskehavet (2009) med underliggende rapporter, rapporter fra oljeindustriens
miljøovervåkning, samt feltspesifikke rapporter for Linnorm-feltet. Videre er oppdatert
informasjon om fiskeriaktivitet i det berørte området innhentet fra Fiskeridirektoratet. En
beskrivelse av miljøforhold, fiskeriaktivitet og skipstrafikk i det aktuelle området er gitt i
avsnittene under.
5.1 Meteorologi og oseanografi
Linnorm-feltet er lokalisert i den sørlige delen av Norskehavet. Havdypet i området er
omtrent 300 m.
Varmt og salt vann fra Atlanterhavet strømmer inn i Norskehavet, hovedsakelig mellom
Færøyene og Shetland, og mellom Færøyene og Island. Dette varme vannet strømmer
videre nordover inn i Barentshavet og Polhavet, men sprer seg også utover Norskehavet. I
det sørlige Norskehavet strømmer det kaldt og ferskt vann fra Islandshavet (Figur 5.1).
Området er preget av frontsystemer og lokale virvler som danner gunstige forhold for
biologisk produksjon. Økosystemet i Norskehavet har relativt lav biodiversitet, mens
biomassen er stor.
Figur 5.1. Havstrømmene i Norskehavet (St.melding 37 (2008-2009)).
Norskehavet er preget av store årlige og sesongmessige variasjoner i klima. Dette vekslende
været dannes på grunn av store temperaturkontraster mellom varm luft i sør og kald luft over
polområdene. I Linnorm-området er en sørøstlig vind dominerende i vintermånedene, i mars
er sørlig vind fremherskende mens den i april fordeler seg mellom sørlig og nordlig vind.
Nordlig vind er dominerende i sommermånedene. Årsmiddelvind i 80 m høyde for området
rundt Linnorm feltets plassering ligger på 10-10,5 meter per sekund i henhold til Norsk
vindkart 2009.
51
5.2 Bunnforhold
Det er stor variasjon i mengden av pelitt og fin sand i Region VI/Haltenbanken hvor Linnorm
er plassert. Nordøst i regionen har finest sediment mens sør i regionen har grovest.
Mengdene av medium og grov sand og grus i sedimentet er dog forholdsvis lave (AkvaplanNIVA, 2009). Linnorm-feltet er lokalisert i den sørlige del av Norskehavet hvor havdypet i
området er omkring 300 m. Mesteparten av overflatesedimentet kan karakteriseres som
silt/leire med forskjellig innslag av sand, grus og i enkelte tilfeller større steiner.
Miljøgrunnlagsundersøkelse for Linnorm utføres i perioden 2012-2013 og resultater fra
denne undersøkelsen er ikke tilgjengelig ennå. Imidlertid, resultater fra miljøundersøkelsen
ved Draugen i 2009 viser at stasjonsdybden på Draugen varierer fra 244 til 277 m.
Sedimentet er klassifisert som fin sand med forholdsvis lavt innhold av pelitt (< 51 %) og
TOM (< 3 %) og høyt innhold av grus (> 12 %).
5.3 Bunnfauna
Sammensetningen av bunndyr avhenger av sedimenttype, temperatur, dybde, og
strømforhold. Mesteparten av overflatesedimentet i region Norskehavet kan karakteriseres
som silt/leire med forskjellig innslag av sand, grus og i enkelte tilfeller større steiner.
Bunnfaunaen i området domineres derfor av bløtbunnsfauna som hovedsakelig er lite mobil,
og lever i det samme området i hele sin livssyklus, bortsett fra et planktonisk larvestadium.
Generelt er faunaen ved feltene i region Norskehavet lite påvirket og fremstår som sunn.
Regionen har høy faunadiversitet, men diversiteten varierer med andel finstoff i sedimentet.
Diversiteten er generelt lavere i nord hvor finstoffandelen er høyest og sedimentet er mer
homogent. I sør er sedimentet mer heterogent med større andel grovt materiale, faunaen har
her flere nisjer og diversiteten er høyere.
En miljøgrunnlagsundersøkelse for Linnorm utføres i perioden 2012-2013 og resultater fra
denne undersøkelse er ikke tilgjengelig ennå. Resultater fra miljøundersøkelsen vid Draugen
i 2009 viser imidlertid at børstemarkene dominerer faunaen med 47,3 % av antall individ og
49,0 % av antall taxa som ble registrert på feltet. Også for molluskene er andelen av individ
høyt (33,1 %), mens andelen av taxa er 20,9 % (Akvaplan-NIVA, 2009).
5.4 Pockmarks
Pockmarks (koppearr) er fordypninger i sjøbunnen som oppstår ved at naturlig gass og/eller
væske lekker ut av lommer under havbunnen, enten ved en sakte utsiving av gass/væske
eller ved plutselige utblåsninger. Gassen/væsken virvler opp finkornete sedimenter som
føres bort av havstrømmer og gropene dannes. Aktive pockmarks inneholder karbonatsedimenter (aragonitt og kalsitt) som sannsynligvis er dannet ved bakteriell nedbrytning av
utstrømmende metan. Disse sedimentene utgjør et viktig habitat for bunnlevende
organismer. Utsivingen av gass gir også et næringsgrunnlag for mange organismer og
gropene er ofte preget av høy biologisk aktivitet. En slik lokal anrikning av næring har blitt
knyttet til forekomsten av kaldtvannskoraller (Hovland & Mortensen, 1999). Eu’s habitat
direktiv definerer habitatene om spesielt interessante, og de kan i fremtiden bli definert som
fredede områder. Pockmarks forekommer fra Skagerrak i sør til Barentshavet i nord, i bløte
sedimenter på bunnen av Norskerenna, men også over deler av Nordsjøplatået. Pockmarks
kan bli opptil 200 m brede og 10 m dype groper i havbunnen, og de kan også framstå som
noe uklare og sirkulære nedsenkninger på bunnen. Isfjellgrøfter er lignende dype grøfter i
havbunnen som kan være forårsaket av drivende isfjell i tidligere geologiske epoker. Det er
identifisert flere isfjellgrøfter og pockmarks mellom Linnorm-feltet og Draugen, som
rørledningtraseèn må krysse og disse er mer beskrevet i detalj i kapittel 5.12.
52
5.5 Koraller
Kaldtvannskorallene i Norskehavet danner korallrev, korallgrusbunn og korallskog.
Korallrevene finnes hovedsakelig på dybder mellom 200–500 m og utgjør viktige
bunnhabitater med et stort artsmangfold av både fastsittende og frittlevende organismer. Det
mangler fortsatt en del kunnskap om korallenes rolle i økosystemet. En oversikt over hittil
registrerte forekomster av korallrev i Norskehavet er vist i figur 5.2.
Figur 5.2. Kart over forekomstene av koraller i Midt-Norge (MRDB, 2010).
Linnorm-feltet er lokalisert i et område der det er registrert forekomster av koraller. Figur 5.3
viser eksempel på korallforekomst i Haltenbanken. Det er god korrelasjon mellom
karakteristiske topografiske elementer i sjøbunnen og forekomst av verneverdige, rød-listede
kaldtvannskoraller (spesifikt Paragorgia og Lophelia). På grunnlag av de høyoppløselige
dybdedata som er samlet inn fra kartleggingstokter i Linnorm området i perioden 2010 –
2012 er de foreløpige konklusjonene at ved Linnorm Nord er det en relativ høy tetthet av
verneverdige korallforekomster (ca. 18 per km2) mens på Linnorm Sør og Onyx Sør er det
vesentlig færre (ca. 4 – 6 per km2). Resultatene fra kartleggingen har også lagt til grunn for
valg av plassering av rørlednings traséen mellom Linnorm og Draugen slik at
korallforekomstene kan unngås i størst mulig grad. En mer detaljert beskrivelse av
havbunnskartleggingen er gitt i kapittel 5.12.
53
Figur 5.3. Eksempel på korallforekomst i Haltenbanken området (Shell).
Svampsamfunn forekommer i Norskehavet, men det foreligger ikke noen nøyaktig oversikt
over utbredelsen. Svamper kan forekomme i tette forekomster og danne habitat som kan ha
lignende økologisk funksjon som koraller. Svamper har trolig en viktig økologisk betydning,
både for fisk og laverestående dyr.
5.6 Plankton
Plankton er en fellesbetegnelse for mikroskopiske organismer som flyter fritt rundt i
vannmassene, og som danner grunnlag for den marine næringskjeden. Plankton kan deles
inn i to grupper, planteplankton og dyreplankton. Planteplankton får energi fra fotosyntesen
og lever i de øverste 30-50 m av vannmassene. Oppblomstringen av planteplankton er størst
om våren i mars-april, men en mindre oppblomstring skjer også om høsten i septemberoktober. Viktige planteplanktongrupper er grønnalger, kiselalger og dinoflagellater. Gruppen
for dyreplankton består av encellede organismer, små krepsdyr, samt egg og larver fra større
dyr. Den viktigste dyreplanktonarten i Norskehavet er raudåte (Calanus finmarchicus).
Plankton danner næringsgrunnlaget for pelagisk fisk og er derfor svært viktig for
fiskebestandene i Norskehavet. Både plante- og dyreplankton er lite sårbare for forurensning
i vannmassene på grunn av vid utbredelse, raske generasjonstider og rask innstrømning fra
upåvirkede områder (Melle et al., 2001).
54
5.7 Fisk
Store fiskbare bestander som norsk vårgytende (NVG) sild, kolmule og makrell finnes i
Norskehavet, særlig om sommeren. Sild, torsk og sei utgjør de tre kommersielt sett viktigste
fiskebestandene i Norskehavet.
5.7.1 Fisk med gyteområder ved Linnorm
I følge Marin Ressurs DataBase (MRDB) har blant annet norsk vårgytende sild,
nordøstarktisk sei, nordøstarktisk hyse og skrei gyteområder som overlapper med området
for Linnorm-utbyggingen, eller i tilgrensende områder. Norsk vårgytende sild gyter langs
kysten av Vestlandet, på Mørekysten og Nord-Norge i februar-mars, med gytetopp i første
halvdel av mars. Seibestanden i Norskehavet gyter på bankene fra Lofoten og sørover til
Møre. De viktigste gyteområdene her er områdene utenfor Mørekysten, Haltenbanken og
Lofoten (Røstbanken) og gytingen foregår hovedsakelig i februar-mars. Den norskarktiske
torskebestanden (skreien,) samt flere lokale stammer av kysttorsk, utgjør torskebestanden i
Norskehavet. I januar starter skreien sin vandring mot gyteplassene utenfor Vest-Finnmark,
Troms, Lofoten og på Mørekysten. Skreien gyter fra januar til mai, med gytetopp i slutten av
mars. Det viktigste gyteområdet for nordøstarktisk hyse er på vestsiden av Tromsøflaket. I
tillegg er det viktige gyteområder langs kysten av Nord-Norge, langs Eggakanten utenfor
Møre og Romsdal samt utenfor Røstbanken og Vesterålsbankene. Gytingen er fordelt i
perioden mars til juni med hovedtyngde i slutten av april. Gyteperioden og de tidligste
utviklingsstadiene er sårbare perioder i fiskens livssyklus. En oversikt over gyteperioder for
aktuelle arter i området er gitt i tabell 5.1. Som vist i figur 5.4 gyter artene generelt over et
større område.
Tabell 5.1. Oversikt over gyteperioder for fisk som har gyteområder som overlapper med Linnorm
utbyggingen.
Art
Januar Februar Mars
April
Mai
Juni
Juli
August September
NVG sild
Sei
Hyse
Skrei
Kysttorsk
55
Figur 5.4. Oversikt over gyteområder i Norskehavet (MRDB, 2007).
5.7.2 Fisk med utbredelsesområder ved Linnorm
I henhold til MRDB har kolmule, kysttorsk, nordøstarktisk hyse, taggmakrell, nord arktisk
sei, makrell, norsk vårgytende sild, snabeluer og øyepål utbredelsesområder som
overlapper med området for Linnorm utbyggingen.
Selv om brosme fiskes i store deler av Nord- Atlanteren, er det lite forskningstoktsaktivitet
rettet mot denne arten. Informasjonen fås stort sett fra fiskeriene. Det er derfor ikke nok
datagrunnlag til å beregne bestandene, bare til å vurdere trender i forekomstene over tid
(Havforskningsinstituttet 2010).
Som vist i figur 5.5, 5.6 og 5.7 er utbredelsen av artene generelt over et større område.
56
Figur 5.5. Fisk med utbredelsesområder ved Linnorm-feltet (MRDB 2010).
57
Figur 5.6. Utbredelsesområder for norsk vårgytende sild ved Linnorm feltet (MRDB 2010)
Figur 5.7. Utbredelsesområder for brosme (www.imr.no).
58
5.7.3 Kort presentasjon av fiskeartene
I de følgende avsnitt gis det en kort presentasjon av de ulike artene som har gyteområder
og utbredelsesområder som overlapper med området for Linnorm utbyggingen.
Beskrivelsene er basert på informasjon fra Havforskningsinstituttet.
Norsk vårgytende sild
Norsk vårgytende sild regnes som en egen stamme av sild innenfor underarten
”Atlantoskandisk sild”. Den utgjør den største fiskebestanden i norske farvann, og lever langs
norskekysten, i Norskehavet og i den sørlige delen av Barentshavet. Norsk vårgytende sild
gyter langs kysten av Vestlandet, på Mørekysten og Nord-Norge i februar-mars, med
hovedtyngde i første halvdel av mars. Det absolutt viktigste gyteområdet er bankene utenfor
Møre, hvor 80 % av gytingen har foregått de siste årene (se Figur 5.6). Eggene legges på
bunnen over stein, grus og skjellsand, oftest mellom 40 - 70 meters dyp. Eggene kleber seg
til bunnen eller til vegetasjonen, og klekkes etter ca. tre uker. Larvene oppholder seg over
kystbankene utenfor Møre et par ukers tid. Deretter foregår driften gradvis med
kyststrømmen nordover, og i mai måned er larvene spredd utover hele den midtnorske
sokkel fra Møre til Lofoten, med tyngdepunkt rundt 65 °N. I juli måned er tyngdepunktet flyttet
til Røst, mens sildeyngelen befinner seg vest i Barentshavet i august/september. Silden
beiter i Norskehavet fra juni til september.
Bestanden av norsk vårgytende sild er på et høyt nivå og er klassifisert til å ha full
reproduksjonsevne. Gytebestanden forventes imidlertid å minke de kommende år, og kan
komme ned mot føre-var-nivå i 2014-2015 på grunn av svake årsklasser etter 2004.
Sei (Pollachius virens)
Sei forekommer både pelagisk og som bunnfisk, på 0–300 m dyp. Den opptrer ofte i tette
konsentrasjoner og står pelagisk der strømmen konsentrerer byttedyrene. Hovedføden for
den yngste seien er raudåte, krill og andre pelagiske krepsdyr, medan eldre sei i økende
omfang også beiter på fisk som sild, brisling, kolmule, øyepål og hyseyngel. Seien er ein
utprega vandrefisk som drar på nærings- og gytevandringer. Stor sei følgjer norsk
vårgytende sild langt ut i Norskehavet, av og til heilt til Island og Færøyene. De viktigste
gytefeltene i norske farvann er Lofoten, Haltenbanken, bankene utanfor Møre og Romsdal og
Tampen og Vikingbanken i Nordsjøen. Egg og larver blir ført nordover med strømmen.
Yngelen etablerer seg i strandsonen langs kysten frå Vestlandet og nordover til sørøstlig del
av Barentshavet og vandrer ut på kystbankene som 2–4-åring.
Seibestanden har hatt en bratt nedgang siden 2007, og rekruteringen har vært middel eller
lav de siste årene. Bestanden vurderes å nærme seg føre-var-nivået.
Nordøstatlantisk torsk/skrei (Gadus morhua)
Torsk er en rovfisk som er tilknyttet til bunnen, men i Barentshavet kan den i deler av året
oppholde seg mye i de frie vannmassene. Ungfisk (0–2 år) spiser mye dyreplankton, mens
fisk og bunnorganismer er viktigst for den eldre torsken. Det viktigste gytefeltet for
nordøstarktisk torsk er i Vesterålen/Lofoten. Eggene blir gytt i frie vannmasser i februar–april.
Både egg og larver driver med strømmen inn i Barentshavet, og yngelen bunnslår seg der
sent på høsten. Den nordøstarktiske torsken er den største torskebestanden i verden. Andre
havbestander av torsk finnes ved Island, Færøyane, i Østersjøen, Nordsjøen og Irskesjøen,
vest for Skottland og i områdene ved Georges Bank- og Newfoundland i NordvestAtlanteren. I tillegg finnes det lokale kyst- og fjordbestander langs kysten av Norge, SørGrønland og Canada.
Bestanden er i god stand og over langtidsgjennomsnittet, med en gytebestand over historisk
høyt nivå.
59
Kysttorsk (Gadus morhua)
Andelen kysttorsk øker fra nord mot sør. Mengden øker derimot fra sør mot nord, og ca.
75 % finnes nord for 67°N. Kysttorsk finnes fra tarebeltet og ned mot 500 meter. Den gyter
langt inne i de fleste fjordene eller i sidearmer i større fjordsystemer, men også i samme
områder som nordøstarktisk torsk. Kysttorskyngel bunnslår på svært grunt vann (0–20
meter) og vandrer sjelden ned på dypere vann før den er 2 år gammel. Den blir tidligere
kjønnsmoden enn nordøstarktisk torsk, vokser hurtigere og vandrer i mindre grad.
Kysttorsken er i hovedsak en bunnfisk, men kan også oppholde seg pelagisk i perioder når
den beiter og gyter. Utbredelsen er fra innerst i fjorder og ut til Eggakanten. Kysttorsk
betegnes som en toppredator som beiter på det meste. Merkeforsøk har vist at torsk i fjorder
er svært stedbunden og i liten grad foretar store vandringer. Det er usikkert om kysttorsk i
ytre områder foretar større vandringer.
Bestanden av kysttorsk har vært lav de siste år, og det er ikke forventet vekst de kommende
år på grunn av liten rekruttering. Bestanden blir klassifisert til å ha redusert
reproduksjonsevne og til ikke å bli høstet bærekraftig.
Nordøstarktisk hyse (Melanogrammus aeglefinus)
Nordøstarktisk hyse er en torskefisk som finnes langs hele kysten nord for Stad, i
Barentshavet og på vestsiden av Svalbard. Veksten kan variere mye fra år til år og fra
område til område, men i gjennomsnitt vokser den umodne hysen 7–9 cm per år. Veksten
avtar med alderen. Hysen blir kjønnsmoden i 4–7-årsalderen, når den er mellom 40 og 60
cm lang, og gyter spredt på dypt vann. Det viktigste gyteområdet er på vestsiden av
Tromsøflaket. I tillegg er det viktige gyteområder langs kysten av Nord-Norge, langs
Eggakanten utenfor Møre og Romsdal samt utenfor Røstbanken og Vesterålsbankene.
Gytingen er fordelt i perioden mars til juni med hovedtyngde i slutten av april. Føden til hyse
avhenger av størrelsen på fisken, men består hovedsakelig av ulike typer bunndyr. Yngre
fisk spiser plankton oppe i sjøen, mens eldre og større fisk spiser reker, fiskeegg og fisk.
Større hyse kan også beite oppe i sjøen, og på Finnmarkskysten vil den også beite på lodde.
Hyse er en bunnfisk, men en del hyse, og da spesielt liten hyse, finnes ofte høyere oppe i
vannmassene. Den umodne fisken vandrer øst–vest hver sommer og vinter. Avstanden den
vandrer øker med alderen helt fram til første gytevandring.
Bestanden av nordøstarktisk hyse beregnes til å være på et historisk høyt nivå. Det forventes
at bestanden vil nå en topp i 2012 og reduseres til et mer “normalt” nivå i kommende år.
Kolmule (Micromesistius poutassou)
Kolmule er en liten torskefisk som hovedsakelig holder til i Nordøst-Atlanteren og i
Middelhavet. Mindre bestander finnes også i Nordvest-Atlanteren. Kolmule er en av de mest
tallrike fiskeartene i de midterste vannlagene i Nordøst-Atlanteren. Arten er mest vanlig på
100–600 m dyp, men den kan også svømme nær overflaten deler av døgnet og nær bunnen
på grunt vann. Den er blitt observert så dypt som 900 m. Kolmule spiser for det meste
krepsdyr som krill og amfipoder, og stor kolmule spiser gjerne småfisk, inkludert ung kolmule.
Det hender at den må konkurrere om maten med sild og makrell. Dette er mest vanlig for ung
kolmule (0- og 1-åringer), som holder seg høyere oppe i vannet. En del rovfisk og sjøpattedyr
beiter på kolmule, og den er for eksempel en viktig del av føden til sei, blåkveite og grindhval.
Voksen kolmule vandrer hver vinter til gyteområdene vest for de britiske øyer for å gyte. Egg
og larver transporteres med havstrømmene, og drift mønsteret varierer fra år til år. Larver fra
gyting vest for Irland kan for eksempel ende opp både i Norskehavet og i Biscayabukten. Det
viktigste føde- og oppvekstområdet er Norskehavet.
Gytebestanden av kolmule har vært på vei nedover siden 2003, og ble beregnet til å ligge
like over føre-var-nivået tidlig i 2011. Mest sannsynlig vil det bli lav tilførsel av ungfisk til den
60
fiskbare delen av bestanden de nærmeste årene, og det er derfor nødvendig med svært
begrenset fiskeri.
Taggmakrell (Trachurus trachurus)
Taggmakrell (hestmakrell) er en hurtigsvømmende pelagisk stimfisk som kan vandre over
store områder. Taggmakrellen i Europa er inndelt i tre bestander etter hvor gyteområdene
er; den sørlige bestanden gyter utenfor Spania og Portugal, den vestlige gyter i Biscaya,
vest av Irland og Storbritannia og nordsjøbestanden gyter i sørlig del av Nordsjøen.
Taggmakrellen er kjønnsmoden når den er ca. 3-5 år gammel og levetiden er opptil 40 år.
Etter gyting flyter eggene i overflatelaget og taggmakrellen ser ut til å kunne justere
eggproduksjonen gjennom gytesesongen. Etter gyteperioden foretar den vestlige
bestanden næringsvandring inn i bland annet Norskehavet hvor den beiter på plankton,
yngel, småfisk og bunndyr.
Datagrunnlaget og kunnskapen om taggmakrell er ikke godt nok kjent for å kunne gjøre en
fullstendig bestandsevaluering. Status for bestanden av taggmakrell er derfor ikke kjent, men
basert på målinger av gytebestanden i 2010 vurderes bestanden til å ha fullt
reproduksjonspotensiale.
Makrell (Scomber scombrus)
Makrellen, som er en pelagisk og hurtigsvømmende stimfisk er lett gjenkjennelig for sin
runde, helt spoleformede og strømlinjede kropp. Ryggens farger flammer i grønt eller blått,
og derfra og nedover sidene er det en rekke uregelmessige tverrbånd. Kroppsskjellene er
små, og kroppen myk som silke å føle på. Makrellen kan bli mer enn 25 år, opp mot 70 cm
og 3,5 kg, men det er sjelden man ser individer større enn 50 cm/1 kg. Makrellbestandene i
Europa forvaltes som én bestand (nordøstatlantisk makrell), da det ved fangst ikke er mulig å
skille bestandene fra hverandre. Nordøstatlantisk makrell består av: nordsjømakrell som
gyter i Nordsjøen (mai - juli), vestlig makrell som gyter i nordlige del av Biscaya, vest for
Irland og Storbritannia (mars – juli) og sørlig makrell som gyter utenfor Portugal og Spania
(februar – mai). Makrellen er kjønnsmoden når den 30 cm eller 3-4 år gammel. Etter gyting
vandrer vestlig og sørlig makrell til Norskehavet for å beite. Her blir de værende fra
desember til mars, for så å vandre tilbake til sine gyteområder. Makrellen har pelagiske egg
som flyter i overflatelaget og larver som måler 3,5 mm ved klekking. Hoppekreps, vingesnegl,
yngel, fiskelarver og småfisk er viktigste byttedyr, og makrellen er selv mat for sjøpattedyr,
fugl og større fisk.
Makrellbestanden har økt de ti siste årene, med rekordstore årsklasser, og blir beregnet til å
ha full reproduksjonsevne. Det er imidlertid forventet en liten nedgang i bestanden i 2012
grunnet mye fiske i 2011.
Snabeluer (Sebastes mentella)
Snabeluer kan bli opptil 72 cm og skilles fra uer meden spiss tapp som peker fremover fra
midten av overkjeven. Snabeluer større enn 47 cm blir sjeldent observert, og ein fisk på
denne størrelse kan vere 50–70 år gammel. Snabeluer føder levende 4–6 mm yngel i mars–
april. Veksten fram til kjønnsmoden størrelse og alder er nokså lik vanlig uer. Snabelueren
lever langs kontinentalskråningen mot Norskehavet på 400–600 meters dyp frå Shetland og
nordover til Andøya. Dyreplankton som raudåte, krill og marflo er den viktigste føden for
snabelueren de første leveårene. Deretter går den gradvis over til å beite mer krill og fisk. I
tidligere år, da rekrutteringen av snabelueryngel var god og stabil, utgjorde snabeluer under
25 cm rundt 10 prosent av dietten til nordøstarktisk torsk. Også blåkveite beitar på snabeluer.
Larver og liten ueryngel har dessuten blitt observert i sildemage. Både snabeluer og vanlig
uer regnes som sårbare arter.
61
Bestanden av snabeluer har vært lave, men er nå økende og vurderes som “under
gjenoppbygging”. Snabeluer er klassifisert blant sårbare arter på den norske rødlisten, og
bestanden er vurdert til å ha lav reproduksjonsevne. Det er derfor et forbud mot direkte
trålfiske etter snabeluer i Norskehavet.
Øyepål (Trisopterus esmarkii)
Øyepål er en liten kortlevd torskefisk som svømmer i store stimer. Den lever på dyp mellom
50-250 m, helst over mudderbunn. Øyepålen er kjønnsmoden når den er 1-2 år gammel.
Arten har vid utbredelse i østre deler av Nord-Atlanteren, men er mest tallrik i Nordsjøens
nordlige deler, i området øst for Shetland (Fladen) og langs vestkanten av Norskerenna.
Eggene driver i de frie vannmassene og yngelen flyter med havstrømmene og spres over
store deler av den nordlige Nordsjøen og i Skagerrak. Øyepålen blir sjeldent eldre enn 4-5 år
og viktigste føde er krepsdyr, raudåte, krill og pilormer. Selv er den byttedyr for torsk, hvitting,
sei og sjøpattedyr.
Rekruttering av øyepål var sterk i 2009 men har vært svak de siste årene. Øyepål er en
kortlevd art og mest sannsynlig en engangsgyter med høy rekrutteringsvariasjon, noe som
fører til en stor bestandsdynamikk uten muligheter til å gi pålitelige langtidsprognoser. På
grunnlag av nye målinger av øyepål bestanden i første kvartal 2012 følges rådet om null
fangst av øyepål i 2012.
Brosme (Brosme brosme)
Brosme er en torskefisk som kan bli opp til 15 kg og 1,1 m stor og kan troligst bli over 20 år
gammel. Leveområdet strekker seg fra Irland til Island, i Skagerrak og Kattegat, i det vestlige
Barentshavet og Nordvest-Atlanteren. Den kan også forekomme på kontinentalsokkelen/skråningen og i fjordene. Hovedgyteområdene ligger ved kysten av Sør- og Midt-Norge samt
sør- og sørvest av Færøyene og Island. Brosmen gyter på 100–400 m dyp i april–juni.
Viktigste føde er andre fisker, men også sjøkreps, trollhummer og reker.
Det er lite forskningstoktaktivitet rettet mot brosme, og det er derfor ikke nok datagrunnlag til
å kunne beregne bestanden. En kan imidlertid gjøre vurderinger av trender av forekomsten
av brosme over tid. I 2004 ble det anbefalt en reduksjon i fiskerinnsatsen, og en kan se en
økende trend for brosme siden reduksjonen trådte i kraft.
5.8 Sjøfugl
Sjøfugl er arter som lever hele eller deler av livet i marine områder og som er avhengige av
havet for å skaffe næring. Generelt har sjøfugl en høy levealder, de er sent kjønnsmodne og
har en lav reproduksjonsrate. Det er stor sesongvariasjon i utbredelsen av sjøfugl i
Norskehavet. Mange arter bruker Norskehavet som overvintringsområde og trekkområde,
mens noen arter oppholder seg i havet store deler av året. Arter som overvintrer langs
fastlandskysten er dominert av lommer, dykkere, skarver, marine dykkender og måker. For
de pelagiske artene er utbredelsen vinterstid trolig svært dynamisk og avhengig av
byttedyrenes utbredelse. Vårbestandene domineres av fugl som trekker til hekkeområdene,
eller av overvintrende bestander. Sommerbestandene domineres av de hekkende
bestandene, samt ikke-kjønnsmodne fugler og andre individer som ikke har gått til hekking.
Figur 5.8 viser forekomst av sjøfugl i området ved Linnorm-feltet i Norskehavet.
62
Figur 5.8. Forekomst av kystnære sjøfugl generelt gjennom året i forhold til Linnorm-feltet i
Norskehavet (MRDB, 2010).
63
5.9 Marine pattedyr
Havert og steinkobbe er de eneste selartene som har fast tilhold på norskekysten. Selene er
mest sårbare i yngle- og hårfellingsperioder. Kasteperioden for haverten varer fra septemberdesember og hårfellingen skjer i februar-mars. Steinkobbens kasteperiode er i juni-juli.
De vanligste hvalartene i Norskehavet er nise, spekkhogger, vågehval og spermhval. Nise og
spermhval er tilstede i området hele året, mens vågehval migrerer gjennom Norskehavet
hele sommerhalvåret. Spekkhogger er til stede i små flokker om vinteren, fra oktober-januar.
Oteren er knyttet til kyststrøk hvor de lever spredt i mindre familiegrupper. Oterpopulasjonen
ved Norskehavet regnes for å utgjøre en stor del av den samlede norske oterbestanden.
Bestandsestimatene for oter er imidlertid fortsatt mangelfull.
5.10 Spesielt verdifulle områder (SVO)
Et spesielt verdifullt område er et geografisk avgrenset område som inneholder en eller flere
særlig betydelige forekomster av miljøverdier, verdsatt etter andel av internasjonal, nasjonal
og regional bestand, samt restitusjonsevne, bestandsstatus og rødlistestatus. Områdene er
valgt ut ved hjelp av forhåndsdefinerte kriterier, hvor betydning for biologisk mangfold og
biologisk produksjon har vært de viktigste. I tillegg er en rekke utfyllende kriterier vurdert, og
disse omfatter også kriterier som går ut over de rent biologiske kriteriene (for eksempel
økonomisk, sosial og kulturell betydning og vitenskapelig verdi). Områdenes sårbarhet for
påvirkning er også identifisert. Områdenes sårbarhet er vurdert på bakgrunn av
forekomstene av arter og naturtyper som naturlig hører hjemme i områdene, og artenes
produksjonsevne. De ulike naturtypene og artenes spesifikke sårbarhet for ulike typer
påvirkning vil variere og er identifisert ut i fra hvilke effekter den enkelte påvirkning kan ha på
artens og bestandens utvikling og overlevelse.
I Norskehavet er det identifisert 11 områder som anses å være spesielt verdifulle (figur 5.9)
og inneholder områder for marint vern, viktige gyteområder for sild og sei, hovedgyteområde
for torsk, områder for sjøfugl samt Eggakanten og den arktiske front.
Som vist i figur 5.9 er området for Linnorm-utbyggingen ikke omfattet av de definerte særlig
sårbare områdene i Norskehavet. Linnorm ligger imidlertid vest for Haltenbanken som er et
viktig gyte- og tidlig oppvekstområde for NVG sild og sei. Haltenbanken er dessuten
høyproduktivt retensjonsområde med lang oppholdstid for drivende fiskeegg og larver.
Bankeområdet gir også grunnlag for et rikt fugleliv som følge av store bestander av pelagiske
fiskearter som sild.
64
Figur 5.9. Spesielt verdifulle og sårbare områder i Norskehavet (St.melding 37 (2008-2009)). Blå
sirkel indikerer området for Linnorm-utbyggingen.
.
5.11 Miljøovervåkning og status for forurensning
Operatørselskapene er pålagt å drive miljøovervåkning for å kartlegge forurensning fra oljeog gassvirksomheten, jfr. aktivitetsforskriften. Miljøovervåkningen skal inkludere sjøbunnen
(sedimenter og bunndyrsfauna) og vannmassene. Overvåkningen skal vise trender i
påvirkningsbildet, prøve å gi prognoser for forventet utvikling, og være tilpasset risikoen for
forurensning.
Sjøbunnsovervåkningen innebærer prøvetakning av sjøbunnen på faste stasjoner, kjemisk
analyse, samt analyse av sammensetning i bunndyrsfaunaen. Miljøovervåkningen av
sjøbunnen (bunnhabitater) har pågått siden tidlig på 1970-tallet i tilknytning til de enkelte
offshorefeltene. I 1996 ble sokkelen delt inn i 11 regioner for overvåking av sjøbunnen,
hvorav region VI dekker Norskehavet. Undersøkelsene i den enkelte region gjennomføres
hvert tredje år, og alternerer mellom regionene. Omfanget av overvåkingen relateres til
offshoreaktiviteten i de enkelte regionene gjennom at i tillegg til stasjonene på hvert felt er
regionale stasjoner inkludert og på denne måten samles det inn data fra antatte upåvirkete
lokaliteter som gir informasjon om den naturlige og geografiske variasjonen i regionen.
I vannsøyleovervåkningen skilles det mellom to overvåkningskomponenter; effekt- og
tilstandsovervåkning. Effektovervåkningen skal avdekke hvilke effekter utslipp fra
65
petroleumsindustrien har på fisk og blåskjell. Metodene for effektovervåkning av vannsøylen
er fortsatt under utvikling. Tilstandsovervåkningen innebærer å dokumentere konsentrasjoner
av kjemiske komponenter i frittlevende fisk som følge av utslipp fra petroleumsvirksomheten.
Effektovervåkningen skjer hvert år, mens tilstandsovervåkningen skal gjennomføres hvert
tredje år.
Linnorm-feltet ligger i region VI/Haltenbanken. Miljøovervåking i denne region ble for første
gang utført i 1997 og deretter i 2000, 2003, 2006 og 2009. Region VI ligger på Haltenbanken
og dypet varierer fra ca. 225 meter i sørøst til 400 meter i nordøst. Hovedstrømretningen
varierer i regionen. Petroleumsaktiviteten i regionen begynte i 1993 da produksjonen på
Draugenfeltet startet. Konsentrasjoner av total mengde hydrokarboner (THC) i sedimentene
på 250 m feltstasjonene i området er som høyest oppmålt til 557 mg/kg. For regionen som
helhet er det en nedgang i areal av sediment kontaminert med THC fra ca 30 km2 i 2006 til
ca11,5 km2 i 2009. Totalt 85 % av feltstasjonene i Region VI har et bariuminnhold over den
naturlige bakgrunnsverdien, og minimumsarealet av sedimenter kontaminert med barium i
2009 undersøkelsen utgjør ca. 96 km2. Totalt 106 694 individer fordelt på 571 taxa ble
registrert på de 176 stasjonene i regionen der det ble samlet inn biologiprøver.
Børstemarkene dominerer faunaen i regionen mens molluskene har økt i andel siden
foregående undersøkelse.
En miljøgrunnlagsundersøkelse spesifikk for Linnorm feltet er inkludert i miljøovervåkingen
som utføres i 2012 og resultater fra denne undersøkelse er ikke tilgjengelig ennå. Resultater
fra den forrige miljøundersøkelsen ved Draugen i 2009 viser imidlertid at stasjonsdybden på
Draugen varierer fra 244 til 277 m. Sedimentet er klassifisert som fin sand med forholdsvis
lavt innhold av pelitt (< 51 %) og totalt organisk materiale (TOM) (< 3 %) og høyt innhold av
grus (> 12 %). De kjemiske substansene som forekommer i marine sedimenter er enten
naturlig til stede i sedimentene eller de er et resultat av antropogen/human tilførsel.
Konsentrasjonen av THC i sedimentene på Draugen varierer fra 2,7 ± 1,8 mg/kg til 17,1 ±
17,1 mg/kg. Ved totalt 8 av 14 stasjoner er det forhøyede nivåer av THC i sedimentene, og
minimumsarealet kontaminert med THC på Draugen økte i 2009 sammenlignet med 2006undersøkelsen fra ~1,9 km2 til ~4,7 km2. Samtlige stasjoner på Draugen har sedimenter med
forhøyede verdier av barium, mens innholdet av de øvrige metallene på Draugen tilsvarer det
naturlige bakgrunnsnivået i regionen og ligger omtrent på nivå med tidligere undersøkelser.
Minimumsarealet med sediment kontaminert med barium er i 2009 målt til ~9,8 km2. Nivået
av de utvalgte naturlig forekommende radioaktive isotopene (210Pb, 226Ra, 228Th og
228Ra) i sedimentet fra Draugen tilsvarer et naturlig bakgrunnsnivå for disse isotopene.
Konsentrasjonen av de radioaktive isotopene er på nivå med tilsvarende målinger utført på
referansestasjoner i Region IV i 2008. Børstemarkene dominerer faunaen med 47,3 % av
antall individ og 49,0 % av antall taxa som ble registrert på feltet. Også for molluskene er
andelen av individ høyt (33,1 %), mens andelen av taxa er 20,9 %. Til sammenligning
utgjorde børstemarkene 59,0 % av individantallet og 45,5 % av antall taxa i 2006, mens
tilsvarende andeler for molluskene da var 18,4 og 19,4 %. Andelen av børstemark har gått
ned mens det tilsvarende for molluskene har økt siden 2006. Sammenlignet med tidligere
undersøkelser er det forholdsvis stor nedgang i antall individ, mens reduksjonen i antall taxa
er noe mindre. Diversiteten er nesten lik i de tre siste undersøkelsene.
Tilstandsovervåkning av vannsøyleovervåkning for område IV Haltenbanken er hittil gjort en
gang i 2005 (Havforskningsinstituttet, 2005). Representative fisk arter (torsk, hyse og sei) for
området ble innsamlet og analysert for kjemiske parametere (innehold av naftaleneer,
fenantrener, og dibenzotiofener (NPD) og polysykliske aromatiske hydrokarboner (PAH)).
Nivåene av NPD og PAH var lave i alle prøver og var under deteksjonsgrense for de
kjemiske analysene. Ingen effektovervåking i vannsøylen er ennå gjennomført i området.
66
5.12 Havbunnskartlegging
Det er gjennomført en rekke kartlegginger i området rundt Linnorm-feltets utbygging og
rørledningstraséen til Draugen. En kort gjengivelse av de relevante kartleggingene som er
utført er gitt i det følgende.
Ved å kombinere detaljert visuell dokumentasjon fra Onyx Sør med detaljert bathymetrisk
informasjon og detaljert korall-kunnskap fra feltene Kristin, Morvin og Hyme (Hovland, M.
pers. komm. 2012), foreligger en oversikt over korallforekomstene i Linnorm-Onyx-Draugen
området. Det er god korrelasjon mellom karakteristiske topografiske elementer i sjøbunnen
og forekomst av verneverdige, rød-listede kaldtvannskoraller (spesifikt Paragorgia og
Lophelia). På grunnlag av de høyoppløselige dybdedata som er samlet inn fra
kartleggingstokt i perioden 2010 – 2012 kan man til dels også tolke hvor levende Lopheliakolonier eksisterer (figur 5.10).
Figur 5.10. Kaldtvannskoraller, Lophelia pertusa.
De foreløpige konklusjonene er som følger:
- Linnorm Nord har en ganske høy tetthet av verneverdige korallforekomster (ca. 18
per km2).
- På Linnorm Sør og Onyx Sør er det vesentlig færre (ca. 4 – 6 per km2).
- Den største korallforekomsten er lokalisert ca. 2 km nord for den planlagte Onyx Sør
brønnen. Denne korallstrukturen er ca. 170 m lang, ca. 40 m bred og 6 -7 m høy.
- De fleste korallforekomstene er lokalisert langs skråninger og på tvers av relikte
pløyemerker etter isfjell.
- Dybdedata med stor oppløsning (0,5 x 0,5 m) viser at det kan være en sammenheng
mellom ansamlinger av små groper i sjøbunnen (pockmarks) og forekomst av
korallstrukturer.
- I Linnorm-området har korallforekomstene en lineær trend (øst-sydøst til vestnordvest) med den levende delen av koloniene mot øst-sydøst. Dette indikerer en
dominerende strømretning nær bunnen (fra øst-sydøst) i Linnorm-området.
67
Det eksisterer høyoppløselige dybdedata fra områdene. Med høyoppløselige data menes
dybdedata samlet inn med ROV-basert multistråle ekkolodd. Disse har en oppløsning på
mellom 0,5 x 0,5 m og 1 x 1 m. Langs deler av traséene for rør og kabler mellom Linnorm og
Draugen finnes det også data med moderat oppløsning, dvs. mellom 1 x 1 m og 3 x 3 m
oppløsning. Selv om disse dataene ikke er helt optimale for korallvurderinger, er de gode nok
for generell koralldeteksjon. Den høyeste oppløsningen er samlet inn sentralt på utbyggingsog bore-områdene, samt langs planlagte traséer (Fig. 5.11).
Figur 5.11. Et kart fremstilt som skyggerelieff over deler av Linnorm, med ulik oppløsning.
Målestokken er angitt i meter. De ulike elementene som er benyttet i tolkningen er definert under.
Definisjon og beskrivelse av fenomenene angitt i figur 5.11.
A) Normal, flat sjøbunn med forekomst av typiske “pockmark” kratere. Kraterne som kan
sees rett over “A”, til venstre i figuren er ca. 10 m i diameter og ca. 1 m dype. De som
forekommer ved siden av “A” til høyre, er mindre og kalles “unit pockmarks”. Samtlige
kratere forekommer som følge av hydraulisk aktivitet i sjøbunnen, dvs regelmessig
utsiving av porevann gjennom finkornige overflatesedimenter (Judd og Hovland,
2007; Hovland m. flere, 2012).
B) Relikte pløyespor etter isfjell. Disse er rettlinjede fordypninger i sjøbunnen, som kan
være opp til 50 m brede og 10 m dype. De ble avsatt i sjøbunnen for mellom 12 og 15
tusen år siden, i forbindelse med vannstandsøkningen etter siste istid. Det kan
forekomme en del stein langs kantene av disse sporene. Det er også en
overhyppighet av pockmark kratere nede i slike pløyemerker.
C) Typisk korallforekomst (akkumulasjon av organisk material og levende koraller og
andre dyr) i høy oppløsning. Med denne oppløsningen (0,5 x 0,5 m), er det også
mulig å skille ut enkeltstående Lophelia-kolonier. De vises som små knoller på den
østlige enden av korallstrukturene. Den største korallstrukturen er ca. 120 m lang.
D) Grense mellom høyoppløselig dybde-informasjon og moderat oppløsning.
E) Høyoppløselig område (0,5 x 0,5 m), som viser ”unit pockmarks” (kratere mindre enn
5 m i diameter) og den levende delen av korallrevene.
F) Moderat oppløsning (5 x 5 m), som kan benyttes til å detektere større
korallforekomster (et eksempel forekommer til høyre for “C”, øverst).
G) Hvitt område på kartet: ingen tilgjengelige dybdedata med oppløsning 5 x 5 m eller
bedre.
68
I Figur 5.12, er deler av dybdedata fra Fig. 5.11 benyttet til å framstille kart i perspektiv. Dette
er en metodikk som gjør det mulig å analysere korallforekomstene i detalj (Hovland, 2008,
Hovland m. flere, 2012).
Figur 5.12. Perspektivisk “3D”-gjengivelse av deler av figur 5.11.
Korallstrukturene fremkommer helt tydelig i figur 5.12, som positive terreng-elementer med
skråninger på over 20o. Fargeskalaen i bildet er valgt slik at blått har størst dybde. De fleste
korallstrukturene fremstår som brune forhøyninger (merk at strukturene “1”, “2” og “3” også
kan sees tydelige i figur 5.11). Den vertikale skalaen er overdrevet med 3 ganger relativt til
den horisontale skalaen. Dette er gjort for å fremheve detaljene i sjøbunnens og
korallstrukturenes relieff. De svarte pilene peker på antatte levende kolonier av Lophelia.
Merk at de levende koloniene forekommer konsekvent på ene siden av strukturene, denne
siden er antatt å peke mot den innkommende fremherskende strømretningen. De hvite pilene
peker på noen av pockmarkkraterne i sjøbunnen.
Korallstrukturenes karaktertrekk endrer seg fra område til område. For eksempel forekommer
korallstrukturene på Linnorm Nord stort sett som 50 – 120 m lange forhøyninger som ofte
vokser ut fra siden av relikte pløyemerker etter isfjell. De har stort sett sin lengste akse i
retning øst-sydøst til vest-nordvest. Fra studier utført i Morvin-området, finnes kunnskap om
at denne måten å vokse på beror på relativt ensrettet dominerende strømretninger ved
havbunnen. I dette tilfellet antas den fremherskende strømretningen å være fra øst-sydøst. I
Draugen-området synes det ikke å være en slik ensrettet strømretning ved bunnen. Derfor
har de antatte korallstrukturene annen fasong her.
Kartlegging av sjøbunnen langs traséene
Hoved-kartleggingen av traséene mellom Linnorm, Onyx Sør og Draugen ble utført i 2011.
Det ble da utført detaljert sjøbunnskartlegging for trasévalg langs potensielle traséer med
ROV-basert utstyr, som side-søkende sonar og multi-stråle ekkolodd. Dessuten er det blitt
utført tilleggskartlegging i begrensede områder i 2012. Disse inkluderte visuell
dokumentasjon langs hele den valgte traséen for produksjonsrøret, samt inspeksjon av noen
korallstrukturer. Selv om hoved-traséen for produksjonsrøret nå er fastsatt, arbeides det
ennå med fastsetting av endelig trase for kontrollkabel.
Et detaljert bilde av en liten seksjon av traséer er vist i figur 5.13.
69
Figur 5.13. Rørledningstraséen mellom Linnorm og Draugen.
I figur 5.13 vises den valgte traséen for produksjonsrøret i grønt, med Kp-angivelser (gult).
Den svarte linjen angir foreløpig trasévalg for kontrollkabel (kan bli endret). Røde felt viser
forekomst av korallområder, basert på side-søkende sonar data og høyoppløselig
bathymetri-data. Det lille kartet helt til høyre i figuren viser alle traséundersøkelser som er
foretatt mellom Draugen (til høyre) og Linnorm. Blå områder er kartlagt med høy oppløsning
(1 x 1 m). I områdene merket med grønne rektangler er det både høyoppløselige data og
data av litt lavere oppløsning (2 x 2 m), men tilstrekkelig for deteksjon av potensielle
korallstrukturer.
5.13 Kulturminner
Det finnes i dag en veldig begrenset oversikt over kulturminner i Norskehavet. Aktuelle
kulturminner i utredningsområdet vil gjelde funn fra steinalderen og skipsvrak. Alle funn fra
steinalderen er automatisk fredet etter kulturminneloven. Det er kun to kjente funn fra
steinalderen på norsk sokkel mellom 62º og 69ºN. Det er ikke registrert noen sikre funn av
skipsvrak, men potensialet for funn er til stede da det er omtalt et betydelig antall forlis i
Norskehavet. Kulturminneloven gir automatisk vern hvis skipet er eldre enn 100 år fra
byggetidspunktet. Dersom det blir gjort slike funn ved havbunnsundersøkelser eller legging
av rørledning/traséinspeksjon vil Riksantikvaren kontaktes for nærmere avklaring.
70
6 MILJØMESSIGE
TILTAK
KONSEKVENSER
OG
AVBØTENDE
6.1 Utslipp til luft
Utslipp til luft fra petroleumsvirksomheten er i hovedsak utslipp av karbondioksid (CO2),
nitrogenoksider (NOx) og flyktige organiske forbindelser (VOC). I tillegg kommer mindre
mengder utslipp av metan og svoveldioksid (SO2).
Regulære utslipp til luft som følge av utbyggingen av Linnorm-feltet vil være knyttet til boreog brønnoperasjoner samt marine operasjoner. I driftsfasen vil utslipp til luft skyldes
kraftgenerering på Draugen, med de største utslippene fra den nye Linnorm-kompressoren
for gasseksport, samt brønnoverhaling o.l. på Linnorm. Videre vil prosessering av Linnormbrønnstrømmen på Draugen medføre noe utslipp til luft fra kraftgenerering.
I de følgende avsnitt vil det gis foreløpige beregninger og en vurdering av konsekvensene av
utslipp til luft fra boreog anleggsfase og driftsfase for anbefalt utbyggingsløsning av
Linnorm-feltet. Hvis Onyx Sør bygges ut som en del av Linnorm vil det medføre utslipp til luft,
tilsvarende størrelsen på utbyggingen. Disse er imidlertid ikke tatt med i beregningene her.
Siden enkelte prosjektspesifikke forhold har en viss usikkerhet i planleggingsfasen, er det for
enkelte aktiviteter (for eksempel fartøyoperasjoner) gjort estimater og benyttet generelle
standard utslippsfaktorer fra Oljeindustriens landsforening (OLF, 2009).
6.1.1 Beskrivelse av utslipp til luft i boreog anleggsfasen
I borefasen vil utslipp til luft være knyttet til kraftgenerering på boreriggen og fra støttefartøy.
Boreoperasjonene og marine operasjoner vil medføre utslipp av CO2 og NOX, samt mindre
mengder SO2 fra dieselmotorer på borerigg og støttefartøy. Fakling ved oppstart og eventuelt
testing eller opprensking av brønner vil også gi utslipp til luft fra Linnorm-feltet.
Borekampanjen er basert på boring av 5 produksjonsbrønner, avhengig av om Onyx Sør
utbygges som produsent. Det er ikke avklart hvilken borerigg som skal benyttes på Linnorm
men boring vil skje fra en halvt nedsenkbar borerigg. Den totale varigheten av
boreoperasjonene er beregnet til om lag tre år. Basert på et antatt drivstofforbruk på 25
tonn/døgn i tre år er utslippet fra boreoperasjonene beregnet til om lag 87 000 tonn CO2, 1
900 tonn NOx og 76 tonn SO2 (Figur 6.1).
Det vil være et beredskapsfartøy knyttet til boreriggen men eventuelle utslipp til luft knyttet til
beredskapsfartøyet er ikke inkludert i beregningene. Eventuell økt helikoptertrafikk er ikke
heller tatt med i beregningene da dette anses å bidra marginalt med utslipp til luft.
Vurderingene knyttet til behov for transport er basert på erfaringsdata. Det er forventet anløp
av førsyningsfartøy to til tre ganger per uke gjennom hele utbyggingsfasen. Det er per i dag
ikke avklart hvorvidt forsyningsfartøyet vil ga på diesel eller flytende naturgass (LNG). LNGdrevne fartøy reduserer NOx-utslippene med 85-90 % sammenlignet med et dieseldrevet
fartøy. I tillegg reduseres CO2-utslippene med ca. 20 %, mens metanutslippene kan øke noe.
Til legging av produksjonsrør og kontrollkabel vil det være behov for ulike typer fartøy til blant
annet utjevning av sjøbunn (frakt av grus/stein), transport av rør, selv leggingen av rør og
kontrollkabel, etterarbeid med å beskytte rør og kontrollkabel, samt testing og klargjøring for
oppstart. Rørlegging vil skje i en hastighet på 800-1000 m/døgn. For beregningene er et
dieseldrevet fartøy brukt i 100 døgn lagt til grunn som et konservativt estimat. Ytterligere bruk
av fartøy i 300 døgn for steindumping er lagt til som et estimat. Installering av brønnrammer
og brønnventiler skjer ved hjelp av tungløftefartøy og utføres på noen få dager. De marine
operasjonene vil foregå i ulike kampanjer spredt over en lengre tid. Basert på et antatt
drivstofforbruk på 25 tonn/døgn er utslippet fra de marine operasjonene beregnet til om lag
44 000 tonn CO2, 950 tonn NOx og 38 tonn SO2 (Figur 6.1).
71
Boring
Marine operasjoner
Utslipp til luft (tonn)
100000
10000
1000
100
10
1
CO2
NOx
SO2
Figur 6.1. Oppsummering av utslipp til luft fra boreog anleggsfasen. Notere bruk av logaritmisk
skala.
Utslipp til luft i oppstartsfasen vil bli utførlig beskrevet i utslippssøknaden til Klif. Økt fakling
kan forekomme i en kort periode ved oppstart og innfasing av brønner.
6.1.2 Beskrivelse av utslipp til luft i driftsfasen
Da Linnorm-feltet kobles opp mot Draugen for prosessering og eksport vil utslipp til luft i
driftsfasen skje fra Draugen. Figur 6.2 viser CO2 utslipp til luft som skyldes drift av Linnormfeltet, fordelt på kilde. Som vist i figuren skyldes de største utslippene i driftsfasen drift av
den nye kompressoren for eksport av Linnorm gass, estimert til om lag 90 000 tonn per år for
perioden med platåproduksjon (markert med rødt i figuren). Tallen er basert på en konstant
maksimal belastning av den nye gassturbinen. Kraftbehov og utslipp avtar deretter noe i den
siste produksjonsperioden. Kraftgeneratoren benytter naturgass som drivstoff og utslippene
vil hovedsakelig være i form av CO2 og NOX. Videre vil eksisterende kraftutstyr på Draugen
belastes som følge av tilknytning av Linnorm og prosessering av Linnorm-brønnstrøm.
Linnorm-belastningen på eksisterende kraftutstyr (som er drivet av Draugen-gass) er
estimert å medføre utslipp av om lag 12 000 tonn CO2 per år (markert med mørkeblått i
figuren). Oppvarming av den elektriske kabelen i situasjoner med nedstengning bidrar med
et årlig utslipp på omlag 7 200 tonn/CO2 per år (markert med grønt i figuren). I tillegg vil
injisering av Linnorm produsert vann bidra med et mindre utslipp av CO2 per år (markert med
turkis i figuren).
Figur 6.3 viser NOx-utslipp til luft som skyldes drift av Linnorm-feltet, fordelt på kilde. Som
vist i figuren skyldes de største utslippene i driftsfasen drift fra kraftgenereringen (markert i
grønt i figuren) og drift av gasseksportkompressoren (markert i blått i figuren). I tillegg vil
fakling og drift av vanninjeksjonspumper bidra til noe NOx utslipp. Det totale utslippet av NOx
vil være omkring 200 tonn per år.
Det er planlagt brønnoverhaling av Linnorm brønner gjennom syrebehandling en gang per år
per brønn. Det vil då være behov for spesialfartøy ved utføringen, og dette vil medføre noe
utslipp til luft fra den marine operasjonen. For beregningene er et dieseldrevet fartøy brukt i 7
72
døgn lagt til grunn som et konservativt estimat. Dette vil medføre til et utslipp beregnet til om
lag 560 tonn CO2, 12 tonn NOx og 0,5 tonn SO2 per år under driftsfasen.
120000
Export Compression
Linnorm PW Injection
Flaring/Other Emissions
100000
DEH Demand (offline)
CO2 Emissions tonnes/yr
Baseload Demand
80000
60000
40000
20000
0
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Figur 6.2. Utslipp av CO2 (tonn) til luft fra Linnorm-feltet fordelt på ulike bidragsytere.
250
NOx Emissions tonnes/yr
200
150
Flaring
Central Power Gen GTs
PWRI pumps
100
Linnorm GT Compressor
50
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2030
Figur 6.3. Utslipp av NOx (tonn) til luft fra Linnorm-feltet fordelt på ulike bidragsytere.
For å sette utslipp til luft fra Linnorm-feltet i forhold til totale utslipp til luft fra vertsplattformen
Draugen er utslippsprofiler for Draugen også beskrevet. Som vist i figur 6.4 og 6.5 er det
forventede totale CO2 utslippet fra Draugen i gjennomsnitt ca. 400 000 tonn per år mens det
forventede totale utslippet av NOx ligger omkring 1 300 tonn per år.
Utslippsprofiler inkluderer 7 vekt% CO2 i brenngass fra Linnorm og ca. 3 vekt% CO2 i
brenngass fra Draugen.
73
Total CO2 utslipp fra Draugen (tonn)
440000
430000
420000
410000
400000
390000
380000
370000
360000
350000
340000
Figur 6.4. Utslipp av CO2 (tonn) til luft fra Draugen.
Total NOX utslipp fra Draugen (tonn)
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Figur 6.5. Utslipp av NOx (tonn) til luft fra Draugen.
6.1.3 Utslipp til luft fra Linnorm i en regional sammenheng
For å sette utslippene til luft fra Linnorm i en større sammenheng er disse sammenstilt med
utslippsprognoser for henholdsvis Norskehavet og norsk sokkel. Siden prognosegrunnlaget i
RKU Norskehavet (2003) er utdatert, er Oljedirektoratet kontaktet for om mulig å
sammenligne med RNB2012-data. Dette lot seg ikke gjøre og Oljedirektoratet anbefalte å
sammenligne med prognoser i grunnlaget for Forvaltningsplanen for Norskehavet fra 2009,
og stilte data til rådighet. Selv om heller ikke dette prognosegrunnlaget er helt oppdatert, gir
det en rimelig pekepinn på Linnorm sitt relative bidrag. Det må også påpekes at slike
langsiktige prognoser ofte viser en avtagende aktivitet (og utslipp) utover i
74
prognoseperioden, som følge av RNB-rapporteringen som baseres på felt i drift, godkjente
utbygginger og funn med forventning om realisering. Det relative bidraget fra Linnorm over
tid må således nok anses som noe høyt. I figurene under (Figur 6.6 og 6.7) er videre
prognose for det totale utslippet fra Draugen presentert, basert på RNB2012. Utslipp fra
Linnorm inkluderer boring og driftsfase, men ikke maritime aktiviteter. Linnorms årlige bidrag
innen regionen (Norskehavet) vil utgjøre om lag 1,1-4,5 % for CO2 og 0,6 – 7,3 % for NOX.
For NOX er bidraget størst i boreperioden. I nasjonal sammenheng vil utslippene utgjøre om
lag henholdsvis 0,1-1 % og 0,1-1,6 % for CO2 og NOX.
16000000
14000000
12000000
Norskehavet (F-plan,
2009)
10000000
Draugen (RNB2012)
8000000
Linnorm
6000000
4000000
Norsk sokkel
("Klimakur 2020")
2000000
0
Figur 6.6. Utslipp av CO2 (tonn) fra Linnorm relativt til prognose for utslipp fra petroleumsvirksomhet
på henholdsvis norsk sokkel og i Norskehavet.
50000
45000
40000
Norskehavet (F-plan,
2009)
35000
30000
Draugen (RNB2012)
25000
20000
Linnorm
15000
Norsk sokkel (RKU NS,
F-plan NH)
10000
5000
0
Figur 6.7. Utslipp av NOX (tonn) fra Linnorm relativt til prognose for utslipp fra petroleumsvirksomhet
på henholdsvis norsk sokkel og i Norskehavet.
75
6.1.4 Utslipp til luft ved avvikling
Fartøyer som normalt er involvert i fjerning av overflødige offshore innretninger er relativt
energikrevende, men aktivitetene foregår i løpet av kort tid. Det totale drivstofforbruket for
fjerning av bunnrammer fra Linnorm kan således, basert på erfaringer fra fjerning av andre
havbunnsrammer, antas å være marginalt sammenlignet med utslipp til luft i utbyggingsog
driftsfase.
6.1.5 Konsekvenser av utslipp til luft
Utslipp av klimagassen CO2 bidrar i global sammenheng (global oppvarming, forsuring av
havet) mens utslipp av SO2 og NOx kan ha mer regionale og lokale virkninger gjennom
dannelse av bakkenært ozon (vegetasjonsskade) og/eller ha forsurende eller gjødslende
effekter. Det vil ikke være mulig å knytte utslippene fra Linnorm opp mot konkrete
konsekvenser da disse vil være neglisjerbare. Alle utslippene bidrar imidlertid til den totale
belastningen.
For a sette utslippene fra Linnorm i en større sammenheng er det gjort en sammenligning
med de samlede utslippsnivåene fra petroleumsvirksomheten i 2012, sammenstilt av
Oljeindustriens Landsforening (OLF). Den oppdaterte miljørapporten fra 2012 viser at
andelen av samlede CO2-utslipp fra Linnorm-feltet i vil være ca. 0,78 % per år i driftsperioden
i forhold til den samlede virksomheten på norsk sokkel. Samlet CO2-utslipp i 2011 fra
virksomheten på norsk sokkel var 12,3 millioner tonn. Andelen av CO2-utslipp som stammer
fra eksportkompressoren for Linnorm gass vil vare ca. 0,74 % per år i driftsperioden i forhold
til den samlede virksomheten på norsk sokkel. Andel av NOX-utslipp fra Linnorm-feltet vil
være 0,14 % % per år i forhold til samlet utslipp NOx på norsk sokkel. I 2011 var det totale
utslippet av NOx fra petroleumsvirksomheten 51 487 tonn.
tonn NOx og ca. 120 tonn SO2 over en periode på 3 år. Konsekvensene er vurdert å være
ubetydelige. Gjennomsnittlig utslipp til luft fra produksjon og eksport fra Linnorm-feltet er
foreløpig beregnet til om lag 110.000 tonn for CO2 per år og ca. 200 tonn for NOx per år.
Dette utgjør ca. 1 % av de norske utslipp av CO2 og ca. 1,6 % av de nasjonale utslipp av
NOx. Utslipp til luft fra produksjon og eksport fra Linnorm-feltet er vurdert å medføre en liten
negativ miljøkonsekvens.
6.1.6 Utslippsreduserende tiltak
Følgende utslippsreduserende tiltak er implementert i planene:
•
•
•
•
Samordnet kraftgenerering medfører økt energieffektivitet.
Ulike løsninger for å imøtekomme kraftbehovet for den nye eksportkompressoren
har blitt studert. Installasjon av en ny gassturbindriver er vurdert som mest gunstig
av de vurderte løsningene da en ny gassturbindriver vil medføre de laveste
utslippene av CO2/NOX, reduserer byrden på de eksisterende kraftgeneratorene
på Draugen, samt minimerer vekt.
I henhold til prinsippene om BAT og ALARP vil den nye gassturbinen for Linnorm
gasseksport ha lav-NOx teknologi og benytte Linnorm-gass som brennstoff.
Implementere driftsprosedyrer med filosofi om å drive prosessen mest effektivt.
76
6.2 Utslipp til sjø
Regulære utslipp til sjø som følge av utbyggingen av Linnorm-feltet vil i hovedsak være
knyttet til boreoperasjonen og utslipp av vannbasert borevæske og borekaks, samt utslipp i
forbindelse med klargjøring av rørledninger.
I driftsfasen vil utslipp til sjø ved regulær drift være minimale da produsert vann skal
reinjiseres fra Draugen-plattformen.
Hvis Onyx Sør bygges ut som en del av Linnorm vil det medføre utslipp til sjø, tilsvarende
størrelsen på utbyggingen. Disse er imidlertid ikke tatt med i beregningene her. I de følgende
avsnitt vil utslipp til sjø fra bore og driftsfase for anbefalt utbyggingsløsning beskrives.
6.2.1 Beskrivelse av og konsekvensvurdering av utslipp til sjø i
boreog installasjonsfasen
Boring og komplettering av brønnene vil bli utført fra en halv nedsenkbar borerigg.
Boreperioden forventes å strekke seg over 2-3 år. Borekonseptet er basert på bruk av
vannbasert borevæske for boring av de øverste (42”, 26”, 22” og 17 ½”) seksjonene.
Oljebasert borevæske vil benyttes for boring av de nederste (12 ¼”, 8 ½” og 6”) seksjonene.
Borekaks fra seksjoner boret med vannbasert borevæske vil slippes ut til sjø mens borekaks
med vedheng av oljebasert borevæske vil transporteres til land for godkjent håndtering og
deponering.
6.2.1.1 Borekjemikalier
Den eksakte kjemikaliebruken som vil være nødvendig for å bore produksjonsbrønner på
Linnorm er ikke kjent i detalj på dette tidspunkt. Bruk og utslipp av kjemikalier vil være
gjenstand for en egen søknad til Klif. Kjemikaliene er inndelt etter fargekoder i henhold til
Klif’s kategorisering av kjemikalier. Grønne kjemikalier er oppført på PLONOR-listen (Pose
Little or No Risk to the environment). Det vil si at de anses å ha liten eller ingen negativ effekt
på miljøet. Gule kjemikalier har akseptable miljøegenskaper, mens røde kjemikalier skal
prioriteres med tanke på substitusjon.
Ved boring med vannbasert borevæske benyttes kjemikalier klassifisert som grønne samt
glykol, som er i gul kategori. Ved boring med oljebasert borevæske vil det bli benyttet
kjemikalier i grønn, gul og rød kategori. Det er baseoljen samt noen tilsetningsstoffer som er
kategorisert som røde. Da borekaks med vedheng av oljebasert borevæske sendes til land
for behandling vil det ikke være utslipp av disse kjemikaliene. Basert på tidligere erfaringer
fra tidligere boreoperasjoner antas det videre at det vil slippes ut en liten andel av gule og
grønne kjemikalier benyttet til sementering og komplettering av brønner (kun grønne
kjemikalier).
Kjemiske forbindelser som inngår i vannbaserte borevæsker er i høy grad vannløselige og vil
derfor fortynnes og spres over et større område. Kjemikalier med uønskede miljøegenskaper
vil fortynnes og kjemikalienes influensområde rundt utslippene vurderes generelt å være
begrenset til nærområdene rundt utslippene. Hovedingrediensene i vannbasert borevæske,
bentonitt og barytt, regnes ikke som giftige, men kan ha en viss fysisk effekt på
bunndyrsamfunn.
Gyteperioden og de tidligste livsstadiene hos fisk er generelt de mest sårbare periodene for
kjemikaliepåvirkning. Arter av fisk som har gyteområder som overlapper med området for
Linnorm-utbyggingen, eller i tilgrensende områder er blant annet kysttorsk, norsk vårgytende
sild, nordøstarktisk sei og nordøstarktisk hyse. På grunn av stor utstrekning på
gyteområdene for alle disse artene, samt at de kjemikalier som benyttes er relativt harmløse,
77
og har en rask fortynning vurderes ikke påvirkningen av kjemikalieutslipp fra Linnorm å
utgjøre en risiko på bestandsnivå.
For Linnorm vil Shell tilstrebe å benytte mest mulig miljøakseptable produkter som samtidig
tilfredsstiller tekniske krav til funksjon. Kjemikalier i rød kategori vil forsøkes eliminert eller
begrenset til et minimum.
6.2.1.2 Borekaks
Det skal bores 4-5 produksjonsbrønner avhengig av om Onyx Sør utbygges som produsent.
Boreprogrammet foreligger ikke enda, men basert på brønnlengde og hulldimensjoner er
mengden av borekaks estimert til ca. 3 500 tonn pr. brønn, hvorav ca. 2 800 tonn er kaks fra
seksjoner boret med vannbasert borevæske og ca. 700 tonn er kaks fra seksjoner boret med
mineraloljebasert borevæske. Total mengde borekaks for fem brønner utgjør ca. 17 600
tonn. Dette fordeler seg med ca. 14 300 tonn kaks fra seksjoner boret med vannbasert
borevæske og ca. 3 300 tonn kaks fra seksjoner boret med oljebasert borekaks.
Borevæske med vedheng av oljebasert boreslam sendes til land for behandling, og vil derfor
ikke ha noen miljømessige konsekvenser offshore. Mulige konsekvenser av utslipp av
borekaks med vedheng av vannbasert borevæske vil i første rekke gjelde fysisk
nedslamming av bunndyrsfauna lokalt, men boreutslipp kan også gi negative konsekvenser i
sedimentet og i vannsøylen lokalt. Hovedkomponentene i utslippet er kaks fra brønnen, samt
barytt og bentonitt fra vannbasert borevæske. Avhengig av partikkelstørrelse, strømforhold,
dybde og mengde utslipp vil borekaks i ulik grad spres ut i et sedimentlag av varierende
tykkelse på havbunnen eller danne kakshauger ved utslippspunktet.
Konsekvenser ved utslipp av vannbasert borekaks er i hovedsak begrenset til nærområdene
rundt borelokaliteten. Sårbare bunndyr som koraller og svamper kan skades av en slik
nedslamming, og utslipp er ikke tillatt der kartlegging har avdekket særlig verdifull og sårbar
bunnfauna. Studier av utslipp av borekaks og effekter på svamp konkluderer med at
påvirkningen er størst innenfor 50-100 meter fra borelokasjonen og at kjemiske komponenter
kan ha effekter på larver og rekolonisering av enkelte arter ut til 300- 500 meter (Helhetlig
forvaltningsplan for Norskehavet, 2009).
Foreløpige konklusjoner fra havbunnskartlegging av Linnorm og Onyx Sør er at det er høy
tetthet av korallforekomster på Linnorm Nord (ca. 18 per km2). På Linnorm Sør og Onyx Sør
er det vesentlig færre (ca. 4-6 per km2). Videre analyse av det innsamlede materiale og
klassifisering av identifiserte koraller vil pågå inn i 2013. Det er derfor ikke mulig å foreta en
vurdering av konsekvensene med hensyn til bunndyrsfauna på dette tidspunkt. I det videre
arbeid med å identifisere verneverdige arter av bunnfauna vil det bli gjennomført
spredningsberegninger for borekaks med påfølgende risikovurdering og konsekvensanalyse i
henhold til Shells interne retningslinje for beskyttelse av koraller (Norske Shell, 2012a). Hvis
det viser seg at boring på Linnorm eller Onyx Sør vil ha store konsekvenser for verneverdige
arter av bunnfauna vil alternative løsninger for utslipp av borekaks bli vurdert. Alternative
løsninger kan være å ta vannbasert borekaks til land, eller å flytte utslipp av borekaks på
havbunnen til et område hvor det ikke berører verneverdige arter av bunnfauna ved hjelp et
transportsystem for kaks (cuttings transport system – CTS). I grove trekk består et CTSsystem av et rørledningssystem for transport av kaks på havbunnen med tilhørende
pumpesystem.
6.2.1.3 Klargjøring av rørledninger
Linnorm-feltet vil bli knyttet opp mot Draugen plattformen via en ny 55 km 16 tommer
rørledning.
78
Trykktesting av rørledningen foretas ved å fylle rørledningen med ferskvann som er tilsatt
fargestoff. Etter trykktesting slippes vannet ut til sjø og volumet er ca. 7 200 m3. Nitrogengass
brukes til tørking av rørledningen og nitrogen slippes ut til omgivelsene. Fargestoff som
brukes til lekkasjedeteksjon er sent nedbrytbare, men regnes som lite giftige for miljøet.
Dersom det viser seg å være behov for ytterligere kjemikalier i forbindelse med klargjøring av
rørledningen vil disse inngå i søknad til Klif om bruk og utslipp av kjemikalier.
Generelt vil det kjemikalietilsatte vannet raskt fortynnes etter utslipp til sjø. Konsekvensene
ved utslipp i forbindelse med klargjøring/trykktesting av rørledninger er blant annet avhengig
av kjemikalietype, konsentrasjon, årstid for utslipp og tilstedeværelse av eventuelle gytende
fisk. Arter av fisk som har gyteområder som overlapper med området for Linnormutbyggingen eller i tilgrensende områder er blant annet kysttorsk, norsk vårgytende sild,
nordøstarktisk sei og nordøstarktisk hyse, se figur 5.4. Gyteperioden strekker seg fra januar
til og med juli. Alle gyteområdene har imidlertid stor utstrekning. Uavhengig av hvordan
klargjøringsoperasjonen på Linnorm planlegges er utslipp fra klargjøring av rørledningen
således vurdert kun å gi lokale effekter i vannsøylen i et begrenset tidsrom. Negative
konsekvenser knyttet til klargjøring av rørledningen i forbindelse med utbygging av Linnorm
for fisk er således vurdert som liten. Konsekvenser på bunnfauna, sjøfugler og sjøpattedyr
vurderes som ikke relevant og er således ikke vurdert.
6.2.1.4 Drenasjevann fra borerigg
Drenasjevann utgjør nedbør og vann som er anvendt til rengjøring eller andre formål på
borerigger. Drenasjevann fra boreriggen vil enten behandles før utslipp til sjø eller sendes til
land for videre håndtering avhengig av om den aktuelle rigg har renseenhet for oljeholdig
vann. Eventuelle utslipp av drenasjevann vil ha en olje-i-vann konsentrasjon under gjeldende
myndighetskrav på 30 mg/liter.
Da det er snakk om små volumer som slippes til sjø, samt at drenasjevannet vil fortynnes
etter utslipp, er negative konsekvenser av drenasjevann som slippes til sjø i installasjons- og
borefasen vurdert som neglisjerbare for vannsøyle og fisk. Negative konsekvenser på
bunnfauna, sjøfugl og sjøpattedyr vurderes som ikke relevant og er således ikke utredet.
6.2.2 Beskrivelse og konsekvenser av regulære utslipp til sjø i
driftsfasen
Da Linnorm-feltet skal bygges ut med havbunnsinnretninger vil utslipp til sjø i driftsfase skje
fra Draugen-plattformen. Utslipp til sjø vil være knyttet til mindre mengder produsert vann i
perioder hvor det ikke kan reinjiseres.
6.2.2.1 Produsert vann
Produsert vann består av formasjonsvann som naturlig befinner seg i den geologiske
strukturen og eventuelt tilbakeprodusert vann som er injisert i reservoaret for å opprettholde
trykket. Produsert vann produseres sammen med kondensat og gass, og bestanddelene
skilles fra hverandre på plattformen.
Etter separasjon på Draugen vil produsert vann fra Linnorm injiseres i Draugen-reservoaret
sammen med produsert vann fra Draugen. Som beskrevet i avsnitt 2.8.3 vil det eksisterende
anlegget for injeksjon av produsert vann på Draugen ha kapasitet til å håndtere produsert
vann fra Linnorm-feltet. Unntaket er i produksjonsåret 2022 når raten for produsert vann fra
Draugen- og Linnorm-reservoarene vil overskride kapasiteten på Draugen plattformen med
ca. 600 m3/d. Som en konsekvens vil ca. 21 000 m3 produsert vann renses og slippes til sjø i
2022. Det er foretatt en miljømessig modellberegning av utslippet med beregning av
miljøkonsekvensfaktor (Environmental Impact Factor, EIF) ved hjelp av DREAM modellen
(Dose Related Risk Exposure and Assessment Model). Da EIF-faktoren for utslippet er
veldig lav (Genesis Oil and Gas Consultant, 2011), i hovedsak på grunn av lite vannvolum, er
79
det ikke vurdert som BAT å installere en egen pumpe for injeksjon av produsert vann fra
Linnorm.
Anlegget for injeksjon av produsert vann er forventet å ha en regularitet på 90 %. I perioder
der reinjeksjonsanlegget ikke er tilgjengelig vil produsert vannet slippes til sjø etter rensing
på Draugen. Utslipp av produsert vann fra Linnorm og Draugen er vist i figur 6.8. Mengden
av produsert vann fra Linnorm utgjør ca. 60 000 m3/år. Forventet oljeinnhold i produsert vann
som slippes til sjø forventes å være 15 mg/L basert på dagens ytelse på renseanlegget på
Draugen. Dette ligger lang under myndighetskravet som er 30 mg/L.
1 400 000
Utslipp av prod. vann i m3/år
1 200 000
1 000 000
800 000
Linnorm
600 000
Draugen
400 000
200 000
-
Figur 6.8. Utslipp til sjø av produsert vann fra Draugen og Linnorm
Modellering av utslipp av produsert vann i de perioder injeksjonsanlegget er ute av drift viser
en høy EIF-faktor sammenlignet med andre felter i Nordsjøen. Dette skyldes i all hovedsak
H2S-fjerneren HR-2510 som benyttes på Linnorm. Brønnstrømmen på Linnorm har et relativt
høyt innhold av H2S. Dette må reduseres ved hjelp av kjemikalier for å møte
spesifikasjonskravet til eksportgass. Dosering av H2S-fjerner vil være høyt de første årene,
men reduseres betydelig etter et par år. I modellberegningene er det lagt inn en betydelig
sikkerhetsfaktor for H2S fjerner, fordi fullstendige toksisitetsdata ikke har vært tilgjengelige.
Dette betyr at dersom det utføres flere tester på H2S-fjerneren, eller det på annen måte
fremskaffes et bedre datagrunnlag, kan dette resultere i at EIF-faktoren reduseres betydelig.
Alternativt kan det være aktuelt å vurdere substitusjon med et annet produkt som har lavere
giftighet.
Under forutsetning av injeksjon av produsert vann fra Linnorm og Draugen, og forutsatt at det
arbeides videre med enten å dokumentere at den eksisterende H2S-fjerner er akseptabel i
forhold til toksisitet, eller at den erstattes med et produkt som er mindre toksisk, anses
konsekvensene av utslipp av produsert vann fra Linnorm og Draugen å være neglisjerbare i
forhold til marine ressurser.
Radioaktive stoffer i produsert vann
Naturlig forekommende radioaktive stoffer følger brønnstrømmen opp til plattformen ved oljeog gassproduksjon. Mengden av radioaktive stoffer varierer fra felt til felt avhengig av
bergartene. Produsert vann fra Draugen inneholder de radioaktive nuklidene 210Pb, 226Ra og
228
Ra. I 2011 var utslippet av radioaktive stoffer med produsert vann fra Draugen på 49,453
80
Gbq (Norske Shell, 2012b). Det er på nåværende tidspunkt ikke foretatt målinger av
radioaktivitet i formasjonsvann fra Linnorm men Linnorm vil inngå i Draugen sitt program for
analyser av radioaktive isotoper. Radon er funnet i enkelte gassprøver, hvilket betyr at noen
radonnuklider vil være tilstede i produsert vann. Mengden av produsert vann fra Linnorm
utgjør bare en liten andel sammenlignet med det produserte vannet fra Draugen og oppstart
av reinjeksjon på Draugen i 2012 vil derfor, uavhengig av innholdet av radioaktive stoffer i
formasjonsvannet fra Linnorm, totalt sett bli betydelig redusert i forhold til nivået i 2011.
I noen tilfeller kan lav-radioaktive avleiringer akkumuleres i brønner og rørsystemer. På
Linnorm vil det, som omtalt tidligere, bli benyttet avleiringshemmere for å unngå at det
dannes avleiringer av bariumsulfat og karbonat. Det forventes derfor ikke problemer med lavradioaktive avleiringer.
Statens Strålevern forventer at eventuelle tilgjengelige resultater fra arbeidet med å se på
mulige renseteknologier for å redusere utslippene av radioaktive stoffer i produsert vann
(igangsatt våren 2012) også vurderes i konsekvensutredningen for Linnorm-feltet. Dette er
derfor tatt med i konsekvensutredningen selv om reinjeksjon gjør at det ikke vurderes som
aktuelt for Linnorm å gå videre inn i noen diskusjon/vurdering av teknologiutvikling av fjerning
av radioaktivitet i produsertvann.
Oljeindustriens Landsforening (OLF) har i samarbeid med noen av operatørene nylig
gjennomført en utredning om mulige renseteknologier for å redusere innholdet av radioaktive
stoffer i produsert vann. (OLF engasjerte Primus.inter.pares AS, 2012, for å utarbeide
utredningen i et samarbeid med arbeidsgruppen.) Konklusjoner fra denne utredningen er:






Radioaktiviteten i produsert vann kommer fra radium. Andre NORM-isotoper (210Po
og 210Pb) har minimal betydning.
Det finnes i dag ikke kommersielle renseteknologier for å fjerne radium fra
produsertvann. Dette innebærer at det kreves en betydelig F&U-innsats før det er
mulig å vurdere renseinstallasjoner på plattformer.
Separasjon og oppkonsentrering av radium kan medføre betydelige stråledoser for
personell om bord på plattformene.
Det har vært gjennomført flere større studier av miljøeffekter av radioaktivitet i
produsert vann. Disse viser at det ikke er mulig å påvise effekter selv i nærområde til
utslippene. Miljømessige gevinster ved å fjerne radium fra produsert vann er dermed
ikke bekreftet.
Investeringskostnadene for et anlegg for å fjerne radium fra produsert vann vil
sannsynligvis beløpe seg til mellom en og to milliarder NOK.
Driftsutgiftene for et separasjonsanlegg for radium er anslått til > 100 MNOK pr. år
sammenliknet med andre typer anlegg.
Kvikksølv i produsert vann
Mengden av kvikksølv i produsert vann vil være 0,002 µg Hg/m3 vann, se kvikksølv
massebalanse i figur 2.13, kapittel 2.8.4.1. Med en vannproduksjon på 500 m3/dag gir dette
1 µg Hg/dag. Totalt over et år vil det være 0,365 gram. Til sammenligning var utslippet av
kvikksølv fra Draugen i 2011 på 6 kg (Shell 2012, Årsrapport). Da produsertvann fra Linnorm
skal reinjiseres, med en forventet oppetid på reinjeksjonsanlegget på 90 %, vil potensielt
10 % av kvikksølv fra produsert vann gå til utslipp.
6.2.2.2 Andre kilder til oljeholdig vann
Fra Draugen er det også utslipp av drenasjevann og fortrengningsvann. Økningen i mengde
som følge av Linnorm forventes å være neglisjerbare, og vurderes ikke nærmere.
81
6.2.3 Konsekvenser av regulære utslipp til sjø ved avvikling
Utslipp til sjø i forbindelse med avvikling av Linnorm vil primært komme fra rengjøring av
rørledninger. Hydrokarboner og kjemikalier fra rengjøring vil bli ivaretatt og håndtert som
avfall. Nærmere prosedyre for rengjøring vil etableres i planfasen for avvikling, og det vil bli
søkt om tillatelse for eventuelle utslipp til sjø. Eventuelle utslipp vil normalt være små og
negative virkninger forventes normalt ikke.
6.2.4 Konsekvenser av utslipp til sjø
Konsekvensene av utslipp i forbindelse med boring for tidlige stadier av fisk er vurdert som
neglisjerbare basert på stor utbredelse av gyteområder, lav toksisitet og rask spredning av
utslippet. Konsekvensene for koraller og andre arter av bunnfauna vil bli nærmere avklart
gjennom videre analyser og klassifisering av koraller. Hvis det viser seg at utslipp av
vannbasert kaks får store konsekvenser for koraller eller andre verneverdige arter av
bunnfauna, vil det bli gjennomført tiltak som forhindrer dette. Med denne forutsetningen
konkluderes det med at konsekvensene for bunnfauna ved utslipp fra boreoperasjonene vil
være ubetydelige. Konsekvenser for andre marine ressurser er vurdert som ikke relevant.
Konsekvenser for fiskeressurser som følge av utslipp i forbindelse med klargjøring av
rørledninger og eventuelt utslipp av oljeholdig drenasjevann fra borerigg er vurdert som
ubetydelige på grunn av begrensede volumer og lavt innhold av olje og kjemikalier i
henholdsvis drenasjevann og rørledningsvann. Konsekvenser for andre marine ressurser er
vurdert som ikke relevant.
Under forutsetning av injeksjon av produsert vann fra Linnorm og Draugen, og forutsatt at det
arbeides videre med enten å dokumentere den eksisterende H2S-fjerner er akseptabel i
forhold til toksisitet eller at den erstattes med et produkt som er mindre toksisk, anses
konsekvensene av utslipp av produsert vann fra Linnorm og Draugen å være ubetydelig i
forhold marine ressurser.
6.2.5 Utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak
Følgende utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak vil bli implementert:






Kartlegging og klassifisering av koraller innenfor influensområdet.
Implementering av OLF’s veiledning vedrørende beskyttelse og overvåking av
koraller.
Transport av oljebasert borekaks til land.
Injeksjon av produsert vann.
I henhold til substitusjonsplikten jobbes det kontinuerlig for kjemikaliesubstitusjon.
Videre vil det bli innført rutiner for å minimere kjemikaliebruk, og gjenbruk skal skje
når mulig.
Basisalternativet er basert på hydratkontroll ved hjelp av en rørledning med direkte
elektrisk oppvarming som reduserer et ellers stort kjemikaliebehov. For begrensede
deler som brønnramme/kjøleenhet og stigerøret vil det bli brukt metanol for å hindre
dannelse av hydrater ved nedstengning.
82
6.3 Akutte utslipp til sjø og beredskap
Linnorm er et gass- og kondensatfelt som planlegges utbygd med havbunnsinnretninger og
en rørledning til Draugen-plattformen for prosessering og eksport. Generelt vil de største
akuttutslippene til sjø kunne forekomme ved utblåsninger fra feltinnretninger under boring og
drift. Videre vil lekkasjer fra rørledningen og havbunnsutstyr, og utslipp ved lossing av
olje/kondensat fra Draugen kunne være potensielle kilder for utslipp til sjø.
modellering av gassutslipp vil ikke inngå i konsekvensutredningen. Miljøvurderingene i
konsekvensutredningen vil basere seg på et influensområde som er fastsatt ut fra
modelleringer for Linnorm-kondensat i boreog driftsfasen. Konsekvensene av et utilsiktet
utslipp til sjø avhenger av faktorer som utslippets kjemiske og fysiske egenskaper, størrelse
på utslippet, vind, strømretning, overlapp med sårbare naturresurser, og hvorvidt utslippet er
et overflate eller havbunnsutslipp. Et akutt utslipp av gass er i hovedsak en sikkerhetstrussel
da effekter på marint miljø er kortvarige og lokale. Kondensat fordamper raskere enn tyngre
oljetyper og konsekvenser på miljø er således mindre en for tyngre oljetyper.
Det er utarbeidet en miljørisikoanalyse gjeldende for akutte utslipp for letebrønnen Onyx Sør
(DNV 2012a). Onyx Sør-resultater vil bli benyttet i stor grad i oppdateringen av
miljørisikoanalysen for Linnorm (DNV, 2012b) fordi letebrønnen for denne ligger kun noen få
km unna Linnorm-feltet og samme informasjon når det gjelder de ulike brønn-parameterne er
brukt. Forskjellen vil kun bli andre frekvenser for utblåsning (leteboring vs. drift eller
produksjonsboring og komplettering) og akseptkriterier (operasjonsspesifikke vs
installasjonsspesifikke). Miljørisikoresultatene for felt kan imidlertid finnes ved å gange med
en faktor som korrigerer for dette. I begge (både drift og produksjonsboring) vil denne
faktoren være mindre enn 1. En klassisk miljørisikoanalyse for Linnorm-feltet er litt for
utfordrende å gjøre i dette tilfellet da for mange usikkerhetsmomenter fremdeles eksisterer.
En oppdatert miljørisikoanalyse for Linnorm vil utføres før oppstart av Linnorm-feltet, blant
annet i forbindelse med søknad om utslippstillatelse.
Formålet med en miljørisikoanalyse er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i
forbindelse med utbygging og drift av feltet samt å sammenholde risikoen mot de gjeldende
feltspesifikke akseptkriterier. Som grunn til miljørisikoanalysen ligger Shell’s feltspesifikke
akseptkriterier (Tabell 6.1).
Tabell 6.1. Sammenlikning mellom Shells operasjonsspesifikke og feltspesifikke akseptkriterier for
akutt forurensning.
Miljøskade
Restitusjonstid
Operasjonsspesifikke
akseptkriterier
Feltspesifikke akseptkriterier
Mindre
< 1 år
< 1 x 10-3
2 x 10-2
Moderat
1 - 3 år
< 2.5 x 10-4
5 x 10-3
Betydelig
3 - 10 år
< 1 x 10-4
2 x 10-3
Alvorlig
> 10 år
< 2.5 x 10-5
5 x 10-4
83
6.3.1 Miljørisikoanalyse resultater fra Onyx Sør
Onyx Sør er en planlagt letebrønn som ligger i nærheten til Linnorm-feltet. Onyx Sør og
Linnorm er antatt å ha samme kondensat type og komme fra samme reservoar. Resultater
fra Onyx-Sør- rapporten blir derfor presentert nedenfor. Tabell 6.2 viser rater og
varighetsfordeling for utblåsning på overflate og sjøbunn for letebrønnen Onyx Sør.
Tabell 6.2. Rater og varighetsfordeling for utblåsning på overflate og sjøbunn for letebrønnen Onyx
Sør.
Utblåsningssted Sannsynlighet
Overflate/
Havbunn
Rater
(Sm3/day)
Varighet (døgn) og sannsynlighetsfordelning (%)
2
5
15
30
75
Overflate
18 %
325
54
18
17
5
6
Havbunn
82 %
325
45
17
19
8
11
Sannsynlighet for kondensatforurensning
Kondensatdriftsstatistikken ble generert på et 10 x 10 km rutenett og presentert som
sesongvis; vår (mars – mai), sommer (juni – august), høst (september-november) og vinter
(desember – januar). Influensområdene er et produkt av alle ratene og
varighetskombinasjonene og deres individuelle kombinasjoner og sannsynligheter.
Resultatene viser et influensområde gitt en overflateutblåsning fra boreriggen under
produksjonsboring som vil strekke seg nord og nord-vestover fra utblåsningsstedet.
Influensområdet vil ikke treffe kystlinja (Figur 6.9). Sesongvise variasjoner er et resultat av
variasjoner i vind og strømdata og variasjoner i nedbryting av olje pga. temperatur, bølger og
vind. Influensområdet gitt en utblåsning på havbunnen ved borefase og/eller driftsfase er
veldig begrenset, bare helt i nærheten av utblåsningsstedet og vil ikke ha sannsynlighet
høyere enn treffsannsynlighetskategori 5-10 % (Figur 6.10).
84
Figur 6.9. Sannsynlighet for treff av kondensat i en 10 x 10 km rute gitt en overflateutblåsning fra
boreriggen fra Onyx Sør i de ulike sesongene. Influensområdet er basert på raten og alle varigheter
og deres individuelle sannsynligheter. Området viser altså ikke utbredelsen av et enkelt oljeutslipp,
men 10 x 10 km ruter som blir truffet av mer enn 1 tonn olje i ≥ 5% av de simulerte enkeltscenariene.
85
Figur 6.10. Sannsynlighet for treff av olje i en 10 x 10 km rute gitt en sjøbunnsutblåsning fra Onyx Sør
i de ulike sesongene. Influensområdet er basert på raten og alle varigheter og deres individuelle
sannsynligheter. Området viser altså ikke utbredelsen av et enkelt oljeutslipp, men 10 x 10 km ruter
som blir truffet av mer enn 1 tonn olje i
≥ 5% av de simulerte enkeltscenariene.
86
Konsentrasjoner av hydrokarboner i vannmassene
Total hydrokarbonkonsentrasjon (THC) i de øvre vannmassene inkluderer både dispergert
olje/kondensat og oppløste oljekomponenter. Dispergering av olje på overflaten er beregnet
på grunnlag av oljens egenskaper og de eksisterende værforhold. Den nedre grensa for
hydrokarboner i vannsøylen er satt å være 100 ppb (som er den laveste konsentrasjoner der
det er rapportert om effekter av på fiskeegg og larver i henhold til dose-respons). For Onyx
Sør er hydrokarbon-nivåene i vannmassene funnet å være <100 ppb, uavhengig av
utblåsningssted (overflate / havbunn) og sesong.
Stranding
Som influensområdet viser i figur x, er det ingen 10 x 10 km ruter som har en ≥ 5 %
treffsannsynlighet for mer enn 1 tonn kondensat gitt en overflateutblåsning. På 99percentilen av alle simuleringene for en overflateutblåsning, er volumet av kondensat som
treffer land funnet å være 1 tonn med drivtid på 30 dager
Bestandstap
Sjøfugl åpent hav
Beregnet bestandstap av de mest utsatte sjøfuglartene på åpent hav gitt en utblåsning på
Onyx Sør er vist i Tabell 6.3.
Tabell 6.3: Beregnet bestandstap av sjøfugl på åpent hav gitt en utblåsning på Onyx Sør.
Art med høyest
sannsynlighet for
bestandstap
Alkekonge
Alke
Alke
Kategori
Sannsynlighet
Sesong
1-5 %
5-10 %
10-20 %
20,7 %
2,33 %
0,2 %
Vår
Høst
Høst
Det ble ikke funnet noen risiko for bestandstap på over 1% gitt et sjøbunnsutslipp på Onyx
Sør.
Kystnære sjøfugl
Beregnet bestandstap av de mest utsatte kystnære sjøfuglartene gitt en utblåsning på Onyx
Sør er vist i tabell 6.4.
Tabell 6.4: Beregnet bestandstap av kystnær sjøfugl gitt en utblåsning på Onyx Sør.
Art med høyest
sannsynlighet for
bestandstap
Alke
Lunde
Stellerand
Kategori
Sannsynlighet
Sesong
1-5 %
5-10 %
10-20 %
11,2 %
0,5 %
0,9 %
Sommer
Sommer
Vår
Det ble ikke funnet noen risiko for bestandstap på over 1% gitt et sjøbunnsutslipp på Onyx
sør.
Sjøpattedyr
Beregnet bestandstap av de mest utsatte sjøpattedyrene gitt en utblåsning på Onyx sør er
vist i tabell 6.5.
87
Tabell 6.5.: Beregnet bestandstap av sjøpattedyr hav gitt en utblåsning på Onyx Sør.
Art med høyest
sannsynlighet for
bestandstap
Havert
Kategori
Sannsynlighet
Sesong
1-5 %
6%
Sommer
Det ble ikke funnet noen risiko for bestandstap på over 1 % gitt et sjøbunnsutslipp på Onyx
Sør.
Fisk
Det ble ikke funnet noen risiko for bestandstap på over 1 % for fiskeegg og larver gitt
hverken et overflate eller sjøbunnsutslipp på Onyx Sør.
Strandhabitat
Den høyeste sannsynligheten for skade på strandhabitater som følge av et kondensatutslipp
fra Onyx Sør ble funnet å være 3,3 % i høst og vintersesongen. Det ble ikke funnet
sannsynlighet for at mer enn 100 tonn olje skal treffe en rute. Sannsynligheten for
restitusjonstid ble funnet å være høyest i høst og vintersesongen med 2,6 % sannsynlighet i
kategorien for restitusjonstid mindre enn 1 år og mindre enn 1 % sannsynlighet for
restitusjonstid på 1-3 år.
En oppsummering av miljørisiko for sjøfugl og sjøpattedyr på åpent hav samt strandhabitater
er vist i tabell 6.6.
Tabell 6.6: Oppsummering av miljørisiko for sjøfugl og sjøpattedyr på åpen hav samt strandhabitater.
Tabellen viser artene som slo høyest ut i miljørisikoanalysen, i hvilken skadekategori de befant seg i
samt i hvilken sesong risikoen var funnet å være størst for den aktuelle arten.
Sjøfugl åpent
hav
Art
Skadekategori
Sesong
Alkekonge
Moderat (1-3 års
restitusjonstid)
Moderat (1-3 års
restitusjonstid)
Moderat (1-3 års
restitusjonstid)
Betydelig (3-10
års restitusjonstid)
Alvorlig (>10 års
restitusjonstid)
Moderat (1-3 års
restitusjonstid)
Moderat (1-3 års
restitusjonstid)
Moderat (1-3 års
restitusjonstid)
Liten (> 1 års
restitusjonstid)
Vår/sommer
Andel av
akseptkriteriet
5.5%
Høst/vinter
4,7%
Sommer
2,9%
Vår
0,6%
Vår
1,1%
Høst
1,5%
Vinter
1,2%
Vinter
0,3%
Vinter
0,3%
Krykkje
Sjøfugl
kystnært
Alkekonge
Stellerand
Stellerand
Sjøpattedyr
Havert
Havert
Strandhabitater
88
6.3.2 Forskjeller mellom Linnorm-feltet og Onyx Sør
Letebrønn Onyx Sør og Linnorm-feltet ligger kun noen kilometer fra hverandre og brønnene
er antatt å ha like egenskaper. Basert på dette vil en klassisk miljørisikoanalyse der man
bruker MIRA-metodikk kun variere med andre akseptkriterier (installasjonsspesifikke i stedet
for operasjonsspesifikke). I tillegg må en justere for det faktum at man ser på enten
produksjonsboring eller drift i stedet for leteboring når det gjelder frekvens for hendelse.
Siden frekvens for både produksjonsboring og drift er gitt å være 1,96E-04, vil
miljørisikoanalysene kunne ganges med en faktor som justerer for andre akseptkriterier og
frekvenser. I dette tilfelle er denne faktoren funnet å være 0,2 for produksjonsboring og 0,1
for drift. Det vil i praksis si at miljørisikoen er proporsjonal med miljørisikoen for Onyx Sør,
bare enda lavere.
6.3.3 Miljørisiko for Linnorm-feltet
Miljørisikoen for Linnorm-feltet er svært lav og godt innenfor Shells akseptkriterier for en
installasjon på norsk sokkel. Resultatene viser imidlertid at det er noen andre scenarier som
kan ha utslag på den totale miljørisikoen til feltet. For eksempel har gassen som vil
produseres på Linnorm-feltet av et relativt høyt innehold av kvikksølv som i følge beregninger
tilsier at det om ikke annet bør vurderes videre utredet. I tillegg vil det på grunn av at det
dreier seg om brønner med høy temperatur og høyt trykk (HPHT-brønner), under boring i de
nederste formasjonene være nødvendig å bore med oljebaserte borevæsker. Disse er
generelt mindre miljøvennlige enn de vannbaserte borevæskene som brukes høyere oppe i
brønnen og noen av komponentene er gitt å være i rød kategori. Et slikt utslipp vil imidlertid
primært gjøre lokal skade da brønnvæske generelt har høy egenvekt. Uten mer kunnskap
om de spesifikke stoffene i denne borevæsken er det vanskelig å si noe eksakt om
miljørisikoen den utgjør. En kort oppsummering av identifiseringen av miljørisiko ved
Linnorm-feltet følger nedenunder:
Utblåsning boring og komplettering: Seriøsiteten på dette utslippet er avhengig av hvor mye
kvikksølv som blir spredt under utblåsningen. Siden lengste varighet for letebrønn Onyx Sør
ble funnet å være 75 dager, kan utslippet teoretisk sett være 108,6 kg. Det er funnet en
gjennomsnittlig kvikksølv-konsentrasjon i region VI på 0,039 mg/kg tørrvekt sediment. Hvis
dette viser seg å bli kraftig overskredet vil dette kunne anses som et betydelig, lokalt
miljøproblem.
Lekkasjer fra sjøbunnsrammer: For små volumer til å utgjøre nevneverdig miljørisiko.
Kondensat-lekkasje til følge av for eksempel fallende objekter fra rigg/båter: Dette vil
sannsynligvis utgjøre mindre miljørisiko enn ved en utblåsning. Sannsynligheten er imidlertid
større, men det totale skadeomfanget er sannsynligvis såpass lite at det ikke har noen utslag
på miljørisikoen. Dersom utslippet vil ha lang varighet kan dette imidlertid utgjøre fare for
miljøet.
Lekkasje fra kontrollkabel: Volum er for lite til å utgjøre noen reell miljørisiko dersom det bare
gjelder volum i kontrollkabelen.
6.3.4 Risiko for 3. part
Under produksjonsboring og ulike vedlikeholdsoperasjoner som vil kreve at fartøy ligger
oppankret der i et begrenset tidsrom, vil det være en økt risiko for overflateutslipp som
resultat av en utblåsning. Resultatene fra dette er dekket av miljørisikoanalysen for Onyx Sør
justert med frekvenser for produksjonsboring, noe som vil gjøre at miljørisikoen er enda
mindre enn under leteboringen (faktor 0,54). Mulig kollisjon med fartøy som utfører
operasjoner på Linnorm-feltet med tilhørende utslipp fra fartøyene er også en mulighet, men
sannsynligheten for dette er vurdert å være svært lav.
89
Når det gjelder driftsfasen vil det kun være sjøbunnsutslipp som er aktuelt, siden Linnormfeltet kun består av installasjoner på havbunnen. Bare aktiviteter som foregår på havbunnen
som for eksempel oppankring og bunntråling blir påvirket av feltutbyggingen på Linnorm.
Konsekvensen av dette kan være utslipp av kjemikalier eller innholdet i rørledningen til
Draugen. Skade på fiskeressurser som følge av et sjøbunnsutslipp med påfølgende
konsentrasjoner av kondensat i vannmassene ble vurdert i å være svært lav og langt under
Shells akseptkriterier, spesielt siden miljørisikoresultater for driftsfasen vil være lavere for felt
pga høyere akseptkriterier og lavere frekvens for utblåsning (faktor 0,095).
6.3.5 Tiltak for å redusere sannsynlighet for akutte utslipp
Tiltak for å redusere sannsynlighet for akutte utslipp fra produksjonsrøret er listet opp
nedenfor:
- Stålkvalitet, design og verifikasjon. Materialtyper, godstykkelse, sveising, evne til å
tåle trålbord, anker etc. er kriterier som ligger til grunn for valg av stålkvalitet og
design. Omfattende inspeksjon i drift både utvendig og innvendig for å sikre at stålet
ikke svekkes av korrosjon eller andre skader.
- Korrosjonsovervåkings system som vil gi indikasjon på eventuell kritisk korrosjon.
-Trykkovervåkningssystem HIPPS (High Integrity Pipeline / Pressure Protection
System) som trer i kraft og stenger av røret hvis trykket overskrider hva røret er
designet for.
- Hvis første barriere svikter vil nedstenging av røret skje basert på signal fra
lekkasjedeteksjonssystemer på brønnrammene eller fra et massebalanse
beregningsvektøy som oppdager at gass inn ikke stemmer med gass ut av røret.
- Den siste barrieren, dvs. hvis ventiler på brønnrammene ikke lar seg stenge, er
fullstendig nedstenging av brønnene.
- For å hindre hydratdannelse som kan føre til skader på utstyr og rør, er rørledningen
oppvarmet ved hjelp av elektrisk strøm DEH (Direct Electrical Heating).
6.3.6 Lekkasjedeteksjon
I Aktivitetsforskriften § 57 er det krav til at operatøren skal etablere fjernmålingssystem som
gir tilstrekkelig informasjon til å sikre at akutt forurensning fra innretningen raskt blir oppdaget
og kartlagt. Med fjernmåling menes et system som uavhengig av sikt, lys og værforhold kan
oppdage lekkasjer fra innretninger samt bestemme forurensningens posisjon, areal og
bekjempbarhet. For utbyggingen av Linnorm feltet er det valgt at installere passiv akustisk
lekkasjedeteksjon på havbunnsinstallasjoner og sensorer for registrering av massebalanse
på rørledninger. I tillegg vil det vil installert en fiberoptisk kabel langs rørledningen som
eventuelt senere kan brukes for lekkasjedeteksjon av røret når teknologien er ferdig utviklet.
Dette vil muliggjøre en betydelig bedre deteksjon enn massebalanse.
Passiv akustiske lekkasjedeteksjon inneholder sensorer til å plukke opp trykkbølger eller lyd
generert av et brudd eller en lekkasje som overføres gjennom en struktur eller gjennom
vannet. Så lenge trykkbølgen er tilstrekkelig sterk er passive akustiske sensorer ikke
avhengig av den kjemiske sammensetningen til lekkasjen. Posisjonering er mulig ved å
bruke mer enn to sensorer. Ankomsttiden for et lydsignal på hver sensor kan brukes til å
finne opprinnelsen til lyden. Disse sensorene er lite påvirket av havstrømmer og turbiditet. Et
tilstrekkelig trykkfall over lekkasjebanen er en forutsetning for deteksjon. Passive akustiske
sensorer kan også brukes til overvåking av ventilåpning og stenging, chokeåpning eller
justeringer og funksjon av roterende maskineri (Oljedirektoratet, 2011).
Massebalansemetoder er basert på overvåking av trykkfall mellom to eller flere trykksensorer
installert i subsea produksjonssystem og dekker også rørledningssystemer. Terskelen for å
oppdage en lekkasje vil avhenge av kompleksiteten av massebalansesystemet, type prosess
(gass, væske eller blandet), nøyaktighet og mengden av instrumentering tilgjengelig og
90
trykkfall
over
andre
systemkomponenter
for
hver
applikasjon.
For
høye
strømningshastigheter vil feil området for trykksensorene være relativt små i forhold til
trykkfallet, noe som gir en forbedret nøyaktighet for høye strømningshastigheter
(Oljedirektoratet, 2011).
6.3.7 Beredskap
Beredskap for Linnorm vil bli håndtert av den etablerte beredskap Shell har for Draugenfeltet.
Shells 2. linje i Kristiansund vil være det administrative knutepunktet. Beredskap på feltet vil
bli dekket av områdeberedskapen for Haltenbanken. Dette gjelder for både
utbygging/installasjonsfasen og drift. I utbyggingsog installasjonsfasen vil det bli etablert
brodokumenter som beskriver hvordan beredskap skal håndteres mellom enheter på feltet
og Shells beredskapsorganisasjon. Under bore-fasen vil det være et beredskapsfartøy
knyttet til boreriggen tilstede. I driftsfasen vil subseainstallasjonene bli driftet av Draugen og
overvåking vil skje fra Draugens kontrollrom. Beredskapsmessig vil Linnorm i drift således
være en del av den beredskapen som allerede er etablert for Draugen.
6.4 Fysiske inngrep
Fysiske inngrep på havbunnen vil i hovedsak skyldes boring, installering av brønnrammer og
rørlegging i tillegg til steindumping og/eller grøfting av rørledning og kontrollkabel.
Installering
av
brønnrammer,
rørledning
og
eventuell
grøfting
og/eller
overdekking/steindumping av rørledninger vil forstyrre havbunnen ved at partikler virvles opp.
Arealet av området som forstyrres vil avhenge av blant annet strømforhold og
partikkelstørrelse og vil kunne føre til en fysisk nedslamming av bunndyr i nærheten.
Steindumping av rørledningen vil kunne endre havbunnsammensetningen og danne et
grunnlag for etablering av nye arter i området.
Boreriggen vil benytte ankere for å holde posisjonen under boring. Ankrene vil normalt grave
seg noe ned i havbunnen og etterlate forsenkninger når det fjernes. Ankergropene kan være
synlige i flere år, avhengig av bunnens beskaffenhet. Den totale påvirkningen fra anker
består av ankergropene pluss bunnmateriale/sediment som blir trukket opp i hauger på opp
til en meter og noen meter i radius. Den naturlige utjevningen skjer ganske raskt på
sandbunn men det tar lenger tid på leirbunn. Ved bruk av et dynamisk posisjonert (DP) fartøy
ved rørlegging vil man unngå mekanisk forstyrrelse av bunnen.
6.4.1 Konsekvenser for bunnfauna
Fysiske inngrep i sjøbunnen som legging av rørledninger og kabler samt utplassering og
oppankring av havbunnsutstyr har et potensial for å skade korallrev og andre bunnlevende
organismer.
For å identifisere eventuell tilstedeværelse av koraller har det blitt utført en kartlegging av
havbunnsforhold på Linnorm-feltet med sonar der funn ble verifisert med ROV/kamera.
Undersøkelsen dekket arealer for alle brønnrammer samt rørledninger både på feltet og
langs rørledningstraséen til Draugen-plattformen.
Det er konkludert med at brønnrammer bør ha en buffersone på minimum 50 m til nærmeste
korallstruktur. Det er ikke vurdert som nødvendig med en større generell buffersone da alt er
avhengig av strømretning og hvordan man har tenkt å utføre boring i brønnene for eksempel
med bruk av CTS. Buffersone mellom rørledninger og korallstrukturer bør generelt være
minst 10 til 15 m, men i områder der det skal gjøres bunnpreparering før rørlegging
(grusinstallasjon og/eller grøfting) bør det være minimum 20 m til nærmeste korallstruktur.
91
Ankerkjettinger som ligger på bunnen bør ha en buffersone på minimum 15 m fra nærmeste
korallstruktur. Det finnes også muligheter for spesifikk forankring (med bøyer) dersom man
ikke kan finne en passende ankerkorridor.
Det er konkludert fullt mulig å utføre alle de planlagte operasjonene uten å volde skade på
vesentlige korallstrukturer ved nøye kartlegging og fokus på sikker installasjon, i alle ledd.
Konsekvenser for verneverdige arter av bunnfauna gjennom fysiske inngrep på havbunnen,
vurderes å være små, forutsatt at havbunnsinstallasjoner og rørledninger blir plassert med
den avstand som er anbefalt.
6.4.2 Konsekvenser for kulturminner
Kulturminner kan eksponeres, dekkes til, eller skades som følge av fysiske inngrep i
havbunnen. Det vil imidlertid gjennomføres grundige havbunnsundersøkelser før
utbyggingen av Linnorm-feltet settes i gang, og dersom kulturminner avdekkes under disse
undersøkelsene vil Riksantikvaren kontaktes.
6.4.3 Avbøtende tiltak for fysiske inngrep
-
-
Nøyaktig kartlegging og klassifisering av verneverdige arter av bunnfauna som
grunnlag for trasévalg for rørledning og eksakt posisjon for brønnrammer, ankere for
borerigg etc. Ved utbygging av Linnorm-feltet vil det tas hensyn til forekomst av
koraller og det vil gjennomføres en egen risikovurdering knyttet til plassering av
brønnrammer, boring og rørledninger til Draugen plattformen.
Bruk av DP-posisjonert leggefartøy.
Begrense steindumpingsaktiviteter.
6.5 Avfallshåndtering
Rederiet for boreriggen vil være ansvarlig for å utarbeide en avfallsplan for
boreoperasjonene på Linnorm. For produksjonsfasen vil Linnorm være omfattet av
eksisterende avfallsplan for Draugen. Denne vil bli oppdatert før Linnorm settes i produksjon.
Shell har egne retningslinjer for behandling av avfall. Avfallshåndteringen er ordnet etter
prioritert rekkefølge i et avfallshierarki som gjenspeiler Shells rammeverk for håndtering av
avfall.
Rekkefølgen av avfallshåndteringen er som følger:
1)
2)
3)
4)
5)
Redusere: Hindre at avfall oppstår i utgangspunktet.
Gjenbruk: Bruke produktet mer enn en gang for bedre utnyttelse.
Resirkulering: Behandle brukte materialer slik at materialene gjenvinnes.
Energigjenvinning: Produsere energi fra avfallet.
Deponering: Endeling plassering av fast avfall på eller i jorden.
Alle avfallsstrømmer skal behandles i samsvar med Shells HMS rammeverk og
miljøstandarder i norsk regelverk. På Draugen blir avfall rapportert månedlig i et fast format
av avfallsansvarlig, og inkluderer blant annet volum, ytelse, destinasjoner og kostnad.
Total mengde avfall fra Draugen har generelt økt de siste årene og det er ventet en
ytterligere økning i generert avfall i 2012 og 2013. Dette skyldes blant annet at det er et
større behov for vedlikehold og oppgraderinger. Resirkulering og segregering på Draugen
var i 2011 henholdsvis 75- og 97 % av det totale avfallet. Shell har utarbeidet mål for å
minimalisere mengde avfall, der målet for 2012-2014 er å resirkulere og segregere
henholdsvis 75- og 90 % av det totale avfallet. Dette målet vil også omfatte Linnorm, da
Linnorm inngår som en del av produksjonen til Draugen. Linnorm samt andre planlagte
92
aktiviteter vil påvirke det årlige avfallsvolumet, men med korrekt planlegging og opplæring i
avfallsreduserende tiltak forventes det at dagens segregeringssystem fortsatt vil fungere
optimalt.
6.5.1 Næringsavfall
Næringsavfall fra installasjonen inkluderer avfall som drikkebokser, organisk avfall, plast,
papir, papp, glass, trevirke, restavfall, jern- og metallskrap samt elektronisk avfall.
6.5.2 Farlig avfall
Farlig avfall har et stort skade- og forurensingspotensiale på grunn av avfallets farlige
egenskaper. Denne type avfall må derfor skilles ut og håndteres særskilt, og et
deklarasjonsskjema skal alltid fylles ut og følge avfallet til land.
Vanlige typer farlig avfall som oppstår offshore er blant annet: spillolje, smørefett,
drivstoffrester, slop, oljeemulsjoner, organiske løsemidler uten halogener, malingsavfall,
spraybokser, lysstoffrør, kadmiumholdige batterier, lysstoffrør, borekaks og mudrester.
Mengden av borekaks, med vedheng av oljebasert borevæske, som sendes til land for
behandling er estimert til 3 300 tonn for 5 brønner.
6.5.2.1 Kvikksølvholdig avfall
Kvikksølv er naturlig forekommende i reservoaret på Linnorm. Nivået av kvikksølv i gassen
skal reduseres på Draugen, før gassen eksporteres videre til landanlegget på Nyhamna jfr.
figur 2.13 kapittel 2.8.4.1. Det vil bli utskilt ca. 240 kg kvikksølv pr. år i kvikksølvfangeren på
Draugen. Som en del av utvidelsen av gassprosesseringsanlegget i Nyhamna vil det bli
tilrettelagt for installasjon av en kvikksølvfanger for fjerning av kvikksølv. Behandling av avfall
fra kvikksølvfangeren (bestående av kvikksølv og absorpsjonsmiddel) er anbefalt utført av
leverandøren av kvikksølvfangeren, da det stiller spesiell krav til teknologi for regenerering
av kvikksølv fra adsorbenten.
93
7 SAMFUNNSMESSIGE
AVBØTENDE TILTAK
KONSEKVENSER
OG
7.1 Socio-økonomiske effekter og sysselsettingseffekter
7.1.1 Problemstillinger belyst i samfunnsanalysen
Utbygging av Linnorm-feltet representerer en investering i størrelsesorden 16,7 milliarder
norske kroner. Driftsorganisasjonen på land planlegges fra Norske Shell sitt kontor i
Kristiansund. Tildeling av kontrakter for boring, bygging og installering vil være underlagt
internasjonale handelsbestemmelser. Avhengig av hvor konkurransedyktige norske
leverandører er, kan de nasjonale samfunnsmessige konsekvensene bli betydelige. I
konsekvensutredningen gjennomføres en analyse av antatte norske andeler i vare- og
tjenesteleveransene basert på anslag av investeringer og driftskostnader. Antall årsverk på
Linnorm-feltet og på land er estimert og forventede inntekter fra prosjektet til den norske stat
er anslått. Det er videre beregnet tilhørende sysselsettingsvirkninger i Norge og i hvilke
næringer disse virkningene forventes. Investeringene er sett i sammenheng med det totale
investeringsnivået på norsk sokkel.
Utredningen «Samfunnsmessige konsekvenser av utbygging og drift av Linnorm-feltet» er
gjennomført med utbygging i perioden 2013 – 2016 og driftsperiode fra 2016 til 2024. Etter at
beregningene er gjennomført og rapport oversendt til Norske Shell, er planene endret slik at
utbyggingen vil skje i årene 2014 til 2017. Driftsfasen vil bli tilsvarende forskjøvet.
Dersom kostnadene ikke endres som følge av denne forskyvningen i tid, vil samfunnsmessig
lønnsomhet ikke bli påvirket av forskyvningen. Ringvirkninger i form av etterspørsel etter
arbeidskraft vil heller ikke bli endret. Investeringene er sammenholdt med de totale
investeringer på norsk sokkel. I den grad de totale investeringer vil øke eller falle i den
aktuelle perioden, vil innfasingen av Linnorm kunne komme i år med større eller mindre
press i økonomien. Det er for tidlig å forutsi den generelle utviklingen. Alt i alt vil ingen
konklusjoner eller vurderingen bli endret som følge av forskyvningen på ett år.
7.1.2 Bedriftsøkonomisk lønnsomhet ved utbygging og drift
7.1.2.1 Inntekter
De samlede inntekter fra Linnorm er estimert til 51,7 mrd. 2011 kroner (Figur 7.1).
94
Sum inntekter Linnorm
12 000
Sum inntekter millioner 2011-kroner: 51700
10 000
Sum inntekter neddiskontert (6%) millioner 2011-kroner: 34300
Millioner 2011-kroner
8 000
6 000
4 000
2 000
0
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Figur 7.1. Inntekter Linnorm fordelt på driftsårene 2016 til 2024.
Inntektene vil nå opp i 10 mrd. kroner per år på sitt høyeste i 2017 og vil gradvis avta til 1,3
mrd. kroner i 2024. Ved en neddiskontering (6 %) vil de samlede inntekter over alle årene
utgjøre 34,3 mrd. kroner.
7.1.2.2 Kostnader
Investeringskostnadene er beregnet til 16,7 mrd. kroner hvorav boring utgjør 5,7 mrd. kroner
(Figur 7.2).
Utbyggingskostnader fordelt over tid - Linnorm
6 000
5 000
Millioner kroner
4 000
Boring
3 000
Installasjoner
2 000
1 000
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Figur 7.2. Investeringsprofil fordelt på feltinstallasjoner og boring.
95
2017
2018
I 2014 vil investeringene være på sitt høyeste – om lag 5,2 mrd. Kroner (Figur 7.3). Boring vil
pågå fram til 2016.
Investerings- og driftskostnader utbygging Linnorm
6 000
5 000
4 000
Avslutningskostnader
CO2 & N0x
3 000
Pipeline Tariffer
Feltkostnader
Investeringskostnader
2 000
1 000
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Figur 7.3. Investerings- og driftskostnader ved utbygging av Linnorm.
Driftskostnadene for Linnorm vil være opp mot 2,5 mrd. kroner de første årene for deretter å
falle gradvis til 0,5 mrd. kroner per år det siste driftsåret. Tariffkostnader for rørledninger
utgjør en vesentlig andel av driftskostnadene. Miljøavgifter til Staten utgjør på det meste ca.
50 millioner kroner. Miljøavgifter til Staten regnes ikke som samfunnsmessige kostnader og
inngår derfor ikke i beregningene av samfunnsmessig lønnsomhet. I 2025 påløper kostnader
til nedstenging.
7.1.2.3 Netto kontantstrøm
De anslåtte kostnader og inntekter som er vist ovenfor, gir en netto kontantstrøm som vist i
figur 7.4.
96
Netto kontantstrøm etter skatt, Linnorm
8 000
6 000
4 000
2 000
0
-2 000
-4 000
-6 000
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Figur 7.4. Netto kontantstrøm etter skatt.
På det meste utgjør netto kontantstrøm vel 6 mrd. kroner i det første fulle driftsåret (2017).
I utbyggingsfasen fram til 2016 er netto kontantstrøm negativ. Deretter vil det komme noen år
med betydelig positiv netto kontantstrøm. På sitt høyeste kan netto kontantstrøm forventes å
være 5,2 mrd. kroner i 2017. I 2026 forventes skatten å bli negativ, dvs. at Linnorm bidrar til
redusert skatt. I 2025 kan det komme nedstengingskostnader.
7.1.3 Samfunnsmessig lønnsomhet
Den samfunnsmessige lønnsomheten av et investeringsprosjekt uttrykkes ved en
nåverdiberegning, det vi si at framtidige inntekter og kostnader neddiskonteres til et felles år
– som oftest året for beslutning om utbygging. Finansdepartementet fastsetter hvilken
kalkulasjonsrente som skal benyttes. Kalkulasjonsrenten består av et avkastningskrav og et
risikotillegg. Statens avkastningskrav er nå normalt på 4 %, mens risikotillegget vil kunne
variere. Finansdepartement har fastsatt at normalt risikotillegg er 2 %, men også høyere
kalkulasjonsrente kan være aktuelt.
Høy kalkulasjonsrente ved neddiskontering for beregning av nåverdi gir uttrykk for stor
usikkerhet med hensyn til framtidige inntekter og kostnader, mens lav rentesats gir uttrykk for
større grad av sikkerhet. Kalkulasjonsrenten gir uttrykk for det avkastningskravet samfunnet
har for fremtidige investeringer. Dersom nåverdien av fremtidig netto kontantstrøm er positiv,
er prosjektet lønnsomt, er nåverdien negativ, er prosjektet ikke samfunnsmessig lønnsomt.
Siden Finansdepartementet holder 4 % + 2 % som det normale, har vi valgt og nytte det ved
beregning av nåverdi, men vi viser også hva som vil være resultatet om vi nytter høyere
rentesats.
97
Fordeling kontantstrøm, millioner 2011-kroner
Linnorm
Selskapenes andel neddiskontert;
2400
Avgifter neddiskontert; 216
Ordinære skatter neddiskontert;
3800
Petroleumsskatter neddiskontert;
5000
Figur 7.5. Fordeling av neddiskontert netto kontantstrøm mellom rettighetshaverne og Staten
Den samfunnsmessige nåverdien, der avgifter og tariffer ikke inngår i kostnadsbegrepet,
utgjør 11,4 mrd 2011-kroner med en diskonteringssats på 6 % - 8 % rentesats vil for
eksempel gi 9,0 mrd. kroner i netto samfunnsmessig nåverdi. Prosjektet er altså
samfunnsmessig lønnsomt selv med 8 prosent diskonteringssats.
Statens inntekter består av miljøavgifter og skatter som igjen er delt i ordinær selskapsskatt
og petroleumsskatt. Avgifter neddiskontert er 216 millioner kroner. Ordinære skatter
neddiskontert 3,8 mrd kroner. Petroleumsskatter neddiskontert er 5,0 mrd kroner slik at
Statens samlede inntekter blir på 9,0 mrd. kroner neddiskontert. Selskapenes andel
neddiskontert utgjør 2,4 mrd kroner (Figur 7.5).
Med en kalkulasjonsrente på 8 % vil selskapene beholde 1,6 mrd kroner mens Statens
inntekter vil bli 7,4 mrd. kroner.
Statens Direkte Økonomiske Interesser (Petoro as)’s andel er på 30 %. Det innebærer at
Staten i tillegg til skatter og avgifter får 30 % av selskapenes andel av netto kontantstrøm.
7.1.4 Virkninger på investeringsnivået i norsk
petroleumsvirksomhet
Utbyggingen av Linnorm faller sammen med en periode da det kan forventes høye
investeringskostnader i petroleumssektoren på norsk sokkel. Oljedirektoratet har utarbeidet
prognoser for årene fram til 2015. OD forventer å oppdatere ved årsskiftet 2012/2013.
98
Gjennomførte og forventede investeringer på norsk kontinentalsokkel
180
160
140
120
Linnorm
Nye plattformer
100
Leting og konseptstudier
Rør og landanlegg
80
Nye undervanns-innretninger
Eksisterende innretninger
Borekostnader
60
40
20
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Figur 7.6.
Gjennomførte og forventede investeringer på norsk sokkel sammenholdt med
investeringskostnader for Linnorm (Kilde OD 2011).
I 2014 og 2015 utgjør Linnorm mellom drøyt 3 % av det samlede investeringsvolum på norsk
sokkel. De høyeste investeringstallene for Linnorm kommer altså like etter de årene da
Oljedirektoratet (OD) forventer rekordhøyt investeringsnivå (Figur 7.6). Oljedirektoratet har
ikke utarbeidet prognoser for årene etter 2015. Det kan også tenkes at anslagene for 2013 til
2015 vil bli justert når OD neste gang oppdaterer sine prognoser.
7.1.5 Vare og tjenesteleveranser til utbygging og drift
7.1.5.1 Forventede norske andeler av leveransene
Utbyggingskostnadene utgjør 16,7 mrd. kroner. Det er vanligvis stor oppmerksomhet knyttet
til mulighetene for norsk næringsliv til å bli tildelt kontrakter ved større utbygginger i
oljesektoren. Tradisjonelt har norske leveranseandeler ligget på mellom 40 % og 65 % av
totale utbyggingskostnader.
Oljeleverandørindustrien er internasjonal, noe som medfører at det kan være betydelige
underleveranser på kryss av landegrenser. Så selv om en hovedkontrakt kan bli plassert hos
et utenlandsk selskap, kan det bli betydelige norske andeler i form av underleveranser.
Tilsvarende gjelder når kontrakter blir plassert hos norske selskaper – store underleveranser
kan gå til utenlandske selskaper. Forventede norske leveranseandeler avhenger ikke bare av
om norske selskap er konkurransedyktige, men også hva slag kontraktsform som vil bli
benyttet og hvor høyt investeringsnivået i Norge er på den tiden utbyggingen skal foregå. De
vurderinger som er gjort for å anslå norske andeler ved utbyggingen vil derfor ha stor
usikkerhet ved seg, en usikkerhet som ikke kan anslås i prosent.
For hver av hovedkomponentene vil det være et lavt og et høyt anslag. Basert på
oppdelingen av investeringer og driftskostnader i hovedkomponenter er det gjort vurderinger
av mulig norske andeler av leveransene. På nåværende stadium i planleggingen er det stor
usikkerhet knyttet til framtidige leveranser. Estimat for omfanget av norske leveranseandeler
99
vil i stor grad bygge på eksempelstudier i Regional konsekvensutredning Nordsjøen (RKU,
2006) og operatørens egne vurderinger. Siden analysen holdes på et nasjonalt nivå,
vurderes det ikke som relevant å vurdere kompetanseforhold i næringslivet. På nasjonalt
nivå vil det være tilstrekkelig kompetanse til å gjennomføre sikker utbygging og drift, og
kontrakter vil i henhold til internasjonale regelverk være gjenstand for åpen konkurranse.
Erfaringsmessig kan det være store variasjoner med hensyn til norske andeler for de enkelte
komponenter, men for prosjektene som helhet er summen av norske andeler i et prosjekt
jevnere. RKU’en som det er vist til ovenfor, viser også at det som oftest er godt samsvar
mellom vurderinger foretatt i samband med konsekvensutredningene og hva som faktisk ble
realisert når det gjelder hele prosjektet.
7.1.5.2 Investeringskostnader
Investeringskostnadene er beregnet til 16,7 mrd. kroner hvorav boring utgjør 5,7 mrd. kroner.
Administrasjon og prosjektledelse utføres vanligvis av operatøren selv med supplement av
innleide konsulenter. Norsk andel er normalt svært høy. Vi anslår at norsk andel vil utgjøre
henholdsvis 80 % (lavt) og 90 % (høyt anslag).
Prosjektering utføres av innleide ingeniørselskaper og har vanligvis høy norsk andel.
Fabrikasjon på land og til havs utgjør en vesentlig del og norske andeler vil kunne variere for
de enkelte deler av leveransene. Kontrakter vil bli tildelt etter vanlig forretningsmessige
kriterier. Norske leverandører er blant verdens ledende til undervannsinstallasjoner. Vi vil
legge til grunn et lavt anslag være på 70 % og høyt anslag 85 %.
Marine operasjoner omfatter ulike typer operasjoner til havs. Arbeidet kan bli utført av norske
så vel som utenlandske fartøy. Vi antar 50 % til 60 % norsk andel.
Innkjøp består av kjøp av utstyr og bulkvarer til fabrikasjon. Ofte inngår innkjøp i
fabrikasjonskostnader – det avhenger av kontraktsform som vil bli valgt.
De øvrige investeringskostnader består av en lang rekke ulike komponenter og
kostnadsfaktorer. Vi legger skjønnsmessig til grunn 30 % til 50 % norsk andel.
Boring kan bli utført av et utenlandsk selskap som opererer i et internasjonalt marked. Selv
med utenlandsk selskap vil deler av mannskap og underleverandører være norske. Vi anslår
norsk andel av boring til 30 % og 50 % prosent.
De norske andelene til feltinstallasjonene kan utgjøre fra 5,1 mrd. kroner til 7,2 mrd. kroner
mens boring kan ha norsk andel på fra 1,7 mrd. kroner til 2,9 mrd. kroner.
Middelverdiene av disse anslagene nyttes som inndata ved modellberegning av etterspørsel
etter arbeidskraft uttrykt som sysselsettingsvirkninger.
100
Norske leveranseandeler til utbygging av Linnorm
Utstyr og installasjoner
8 000
7 000
Millioner kroner
6 000
5 000
Diverse og uforutsatt
4 000
Marine operasjoner
Prosjektering
3 000
Fabrikasjon
Innkjøp
2 000
Administrasjon og ledelse
1 000
0
Lavt anslag
Høyt anslag
Figur 7.7. Norske leveransandeler til utstyr og installasjoner vist som lavt og som høyt anslag
Dette gir samlede norske andeler på fra 46 % til 66 % med en middelverdi på 56 % (Figur
7.7).
Tidligere er det beskrevet hvordan Linnormutbyggingen innfases i petroleumsrelaterte
investering fram til 2017. Selv uten Linnorm vil 2013 få et historisk høyt investeringsnivå. I de
etterfølgende årene vil investeringsnivået falle noe i følge ODs oversikt. Det kan komme nye
prosjekter i tillegg, slik at det ikke nødvendigvis blir fall i investeringsnivået. Derfor kan
norske leveranseandeler også bli påvirket av den internasjonale oljerelaterte virksomheten.
7.1.5.3 Leveranser i driftsfasen
Driftskostnadene består av feltkostnader, tariffkostnader for rørledninger og miljøavgifter der
tariffkostnader utgjør 74 %, feltkostnader 24 % og avgifter 2 %. Feltkostnadene er om lag
350 til 450 millioner kroner per år. Disse kostnader knytter seg til økt bemanning på
Draugenplattformen og økt bemanning i driftsorganisasjonen i Kristiansund. I tillegg består
feltkostnadene av transport av personell og løpende vedlikehold og oppgradering av
installasjoner.
7.1.6 Sysselsettingsvirkninger
7.1.6.1 Metode
Sysselsettingsvirkninger av utbygging og drift av Linnorm beregnes kun på nasjonalt nivå.
Beregningene bygger på investeringsbeløp for feltkostnader i driftsfasen og forventninger om
norske andeler av leveransene. Foran er norske andeler estimert med et lavt og et høyt
anslag. Ved beregning av sysselsettingsvirkning nyttes middelverdien av de to estimatene.
Til beregningene nyttes en regionaløkonomisk kryssløpsmodell. Modellen har innebygd
koeffisienter for kryssløp, mens norske andeler av underleveranser fordeles på de viktigste
næringer. Dermed oppnås at den beregnede sysselsettingsvirkningen så langt som mulig
fordeles på næringer. Det må understrekes at det er store usikkerheter knyttet til
beregningene, særlig som følge av estimatene for norske leveranseandeler.
101
De samlede sysselsettingsvirkninger består av direkte og indirekte produksjonsvirkninger.
Det vil si sysselsetting hos operatøren og hos leverandører og underleverandører. Det kan
være noe glidende overgang mellom direkte og indirekte virkninger, men summen av de to
virkninger – produksjonsvirkningene – vil være den samme. Så vel operatørselskap,
leverandører og ansatte i disse selskapene vil konsumere varer og tjenester. Denne
konsumvirkningen er også med i beregningene. På denne måten sprer virkningene seg som
ringer i vannet. Denne samlede virkningen uttrykker etterspørsel etter arbeidskraft generert
av Linnorm.
7.1.6.2 Utbyggingsfasen
Utbyggingsfasen strekker seg fra 2012 til 2016. De norske andeler er beregnet til 56 % av
investeringene, dvs. at de norske andeler som ligger til grunn for beregningene utgjør mellom
6,8 og 10,1 mrd. kroner inklusiv boring.
Dette gir grunnlag for å beregne etterspørselen etter arbeidskraft på nasjonalt nivå. I 2014 og
2015 er sysselsettingseffekten størst, med opp mot 2400 sysselsatte på landsbasis (Figur
7.8).
Utbygging av Linnorm
Region: Nasjonalt
Samlet sysselsetting i Norge inkl
konsumeffekter
2500
årsverk
2000
1500
1000
500
0
2011
2012
2013
2014
2015
år
2016
2017
2018
2019
Figur 7.8. Utbygging av Linnorm, samlet sysselsetting inklusiv konsumeffekter.
Dette tallet inneholder sysselsatte hos operatøren, hos underleverandører og deres
underleverandører samt konsumvirkningen av disse igjen. Dette høye arbeidskraftbehovet
kommer samtidig med høyt investeringsnivå på norsk sokkel ifølge OD.
102
Region: Nasjonalt
Utbygging av Linnorm
Sysselsetting fordelt på næringer
Private personlige tjenester
6%
Andre næringer
2%
Diverse industrier
Verkstedindustri
3%
4%
Bygge- og anleggsvirksomhet
9%
Forr. tjenesteyt.
36 %
Olje- og gassvirksomhet
20 %
Transport
4%
Hotell- og restaurantdrift
4%
Varehandel
13 %
Samlet sysselsetting, årsverk: 8100
Figur 7.9. Utbygging av Linnorm, samlet sysselsetting inklusiv konsumeffekter fordelt på viktigste
næringsgrupper
Figur 7.9 viser at forretningsmessig tjenesteyting er den næringen som får størst
sysselsettingsvirkning med i alt 36 % av den samlede sysselsettingen. Det skyldes både
innleie til prosjektledelse og til prosjektering. Det tilsvarer mellom 800 og 900 ansatte i de
mest hektiske årene. Videre er 20 % av sysselsettingen i oljeog gassnæringen selv. Noe av
denne sysselsettingen stammer fra borevirksomhet som klassifiseres til denne
næringsgruppen.
I løpet av utbyggingsperioden får en i alt 8100 årsverk i Norge inklusiv konsumeffekten.
7.1.6.3 Driftsfasen
Driftskostnader består av lønn og personalkostnader til egne ansatte og tilsvarende til fast
innleide. Denne arbeidsstokken vil ha svært høy norsk andel. Kjøp av varer og tjenester
utover dette vil også ha høy norsk andel.
Driftskostnadene starter å påløpe i 2016 og holder fram til 2026.
103
Drift av Linnorm
Region: Nasjonalt
Sysselsetting i Norge inkl
konsumeffekter
450
400
350
årsverk
300
250
200
150
100
50
0
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
år
Figur 7.10. Sysselsettingsvirkninger av drift av Linnorm, inkl. konsumeffekter.
Arbeidskraftetterspørselen i driftsfasen vil være på det høyeste i 2018 og 2019 (Figur 7.10).
Denne sysselsetting er direkte hos operatøren på Draugenplattformen og i
driftsorganisasjonen som er i Kristiansund.
I tillegg vil det være sysselsatte i leverandørindustrien på land og på plattformen.
En betydelig del av driftskostnadene ligger i leie (tariff) av rørledninger. Det forutsettes at
denne kostnaden ikke medfører en tilsvarende økning i sysselsetting i driftsfasen. Det
skyldes at tariffkostnader inneholder andel av kapitalkostnader.
Den samlede sysselsettingen før utbyggingsog driftsfasen er vist i figur 7.11.
104
Region: Nasjonalt
Utbygging og drift av Linnorm
Sysselsetting i Norge inkl
konsumeffekter for hele perioden
2500
årsverk
2000
1500
1000
500
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
år
Figur 7.11. Sysselsettingsvirkninger av utbygging og drift av Linnorm, inkl konsumeffekter.
Den samlede sysselsettingsvirkningen av utbygging og drift av Linnorm utgjør 10 700
årsverk. (I tillegg kommer følgene av nedstenging som ikke er tatt med i beregningene av
sysselsetting.)
I 2014 -2016 er gir ODs prognoser for utbygging høye investeringstall. Det kan dessuten
tenkes at OD vil justere disse prognosene til et høyere nivå. Linnorm vil derfor bygges ut i en
periode da det kan forventes høy etterspørsel etter arbeidskraft innen oljeog gassnæringen
og leverandørindustrien.
105
7.2 Konsekvenser for fiskeri
7.2.1 Beskrivelse av fiskeriaktivitet
Området langs kysten fra 62-70ºN og ut til kontinentalsokkelen er Norges viktigste
fiskeriområde. I kystnære områder utenfor Nordland drives det fiske hele året. Det samme
gjelder områdene utenfor Trøndelag og Møre. I Lofoten og Vesterålen er aktiviteten størst
senhøst og i vinterhalvåret, med en topp under de store sesongfiskeriene etter sild (januarfebruar) og torsk (februar-april). Også utenfor kysten av Møre og Vikna foregår det meste av
torskefisket om vinteren (Figur 7.12). I perioder bidrar Norskehavet med omtrent hele den
norske sildefangsten, og mer enn 80 % av de samlede landingene for torsk. Det høstes også
marine pattedyr, alger og skalldyr i Norskehavet.
Alle fiskefartøy på 15 meter og over blir sporet i norskt farvann. Norske fartøy blir sporet over
alt, mens, utenlandske fartøy kun spores i Norsk Økonomis Sone, Jan Mayen-sone og
Vernesonen (unntatt RUS, GBR og IRL som ikke anerkjenner denne). Som indikator på
aktivt fiske er utvalget basert på fiskefartøy som holder en fart mellom 1-5 knop.
1. kvartal
2. kvartal
3. kvartal
4. kvartal
Figur 7.12. Fartøysaktivitet i Norskehavet fordelt på kvartal for perioden 2004-2006
(Fiskeridirektoratet, 2008). Hvit farge indikerer få tellinger mens rødt indikerer høy fartøysaktivitet
(600-7770 tellinger). Plassering av Linnorm-feltet er indikert med blå sirkel i figurene.
Viktigheten av ett område for fiskeriaktiviteter kan vurderes basert på omfanget av
fartøysaktiviteten i området samt fiskeristatistikk. Som vist i figur 7.12 indikerer fartøysporing
av norske og utenlandske fartøy at det er relativt liten norsk fiskeriaktivitet i den delen av
Norskehavet hvor Linnorm-feltet er lokalisert (Fiskeridirektoratet 2008). Fiskeriaktiviteten i
Linnorm-området utgjøres primært av linefiske for brosme. Selv om lange, brosme og
blålange fiskes i store deler av Nord-Atlanteren, er det lite forskningstoktsaktivitet rettet mot
106
disse artene. Informasjonen om dem fås stort sett fra fiskeriene. Det er derfor ikke nok
datagrunnlag til å beregne bestandene, bare til å vurdere trender i forekomstene over tid.
Fiskeriaktiviteten ved Linnorm feltet er vurdert ut fra oppdaterte lokale sporingsdata (pr.
måned) fra september 2011 til august 2012 innhentet fra Fiskeridirektoratet. Figurene 7.137.16 angir sporingsdata for fire måneder i 2011/2012, hvor det er utvalgt den måneden i
hvert kvartal som hadde høyest fiskeriaktivitet. Som figurene viser er det liten fiskeriaktivitet i
området rundt Linnorm, langs rørledningstraseen og i Draugen-området. I september,
oktober og november har det vært noe fiskeriaktivitet i området, men fra desember 2011 til
og med juli 2012 er det så godt som ingen fiskeriaktivitet. August 2012 er den måneden hvor
det er registrert høyest fiskeriaktivitet med fiskefartøyer både ved Draugen og Linnorm. Totalt
sett er området vurdert som lite viktig som fiskeriområde.
Figur 7.17 viser data fra elektronisk fangstdagbok for norske og utenlandske fartøyer over 15
meter. De rapporterte data viser fiske med enkelttrål (blå) og dobbelttrål (rød) i 2011. Som
figuren viser er det er ingen trålaktivitet i området omkring Linnorm, langs rørledningstraseen
eller ved Draugen. Øst for Draugen er det imidlertid kort avstand til Haltenbanken, hvor det er
betydelig bunntråling. Disse trålfeltene ligger utenfor det området som blir berørt av
utbyggingen av Linnorm.
Det siste rådet fra ICES er å begrense fangsten av brosme i området Norskehavet nord for
62°N og i Barentshavet. ICES anbefaler å redusere fangstene til 5000 tonn i ICES område I
og II (Storegga, Norskehavet og Barentshavet), 350 tonn ved Rockall (område VIb), 5000
tonn ved Island og Grønland (områdene Va og XIV) og 5000 tonn i de resterende områdene.
I Barentshavet og langs norsk sokkel betyr dette at fangsten av brosme må mer enn halveres
i forhold til det som ble tatt i 2008. Norge har kvoter i EU-sonen samt i færøysk og islandsk
sone. I norske områder er det ingen regulering av fisket etter lange, brosme og blålange for
norske fartøy, mens det for fartøy fra andre land blir fastsatt kvoter årlig. Norge er en svært
sentral og til dels dominerende aktør i dette fisket. Norske fartøyer tar om lag 70 prosent av
den totale fangsten av brosme. Siste års fangst av brosme oppgår til totalt 28 100 tonn, var
av den norske fangsten oppgår til 15 900 tonn.
Utbyggingen av Linnorm vil medføre aktivitet og tilstedeværelse av boreinnretning og
leggefartøy og senere permanente installasjoner (havbunnsinstallasjoner og rørledninger).
Dette kan utgjøre et fysisk hinder for eventuell fiskeriaktivitet i område, først og fremst
bunntråling.
107
Figur 7.13. Sporingsdata som indikerer fiskeriaktivitet fra februar 2012 ved Linnorm-feltet.
Figur 7.14. Sporingsdata som indikerer fiskeriaktivitet fra mai 2012 ved Linnorm-feltet.
108
Figur 7.15. Sporingsdata som indikerer fiskeriaktivitet fra august 2012 ved Linnorm-feltet.
Figur 7.16. Sporingsdata som indikerer fiskeriaktivitet fra oktober 2012 ved Linnorm-feltet.
109
Figur 7.17. Data fra elektronisk fangstdagbok for norske og utenlandske fartøyer over 15 meter. De
rapporterte data viser fiske med enkelttrål (blå) og dobbelttrål (rød) i 2011 ved Linnorm-feltet.
7.2.2 Konsekvenser for fiskeri i boreog installasjonssfase
Da Linnorm-feltet skal bygges ut med overtrålbare havbunnsinnretninger er problemstillingen
begrenset til å gjelde arealbeslag i form av borerigg og fartøy knyttet til marine operasjoner,
inkludert rørlegging. De nevnte aktivitetene vil kunne medføre arealbegrensninger eller
fangstreduksjoner for fiskere i området ved Linnorm-feltet en begrenset periode knyttet til
boring og installasjonsaktiviteter på feltet. Arealbeslaget rundt faste innretninger vil være
relatert til sikkerhetssoner som strekker seg 500 meter ut fra installasjonene. For
rørleggingsfartøy vil arealbeslaget avhenge om fartøyet bruker ankere eller dynamisk
posisjonering for å holde posisjonen. For Linnorm er det valgt å benytte et dynamisk
posisjonert rørleggingsfartøy (DP-fartøy). Denne type fartøy vil vanligvis ha en
restriksjonssone med radius 500 m. Arealet forflytter seg med leggearbeidet og
representerer et arealbeslag for all typer fiskeri. En annen potensiell konflikt med
fiskerinæringen i anleggsfasen er økt transportvirksomhet til og fra Linnorm. Transport av
utstyr og forsyninger samt hjelpe- og beredskapsfartøy vil bidra til økt frekvens i området.
Fysiske inngrep på sjøbunnen er først og fremst knyttet med legging av rørledninger og
kabler. Nedgraving av rørledninger og kabler medfører forstyrrelse av sjøbunnen og
oppvirvling av sediment som sedimenterer i nærområdet. Generelt kan det sies at et 10-20 m
bredt belte rundt røret blir påvirket av selve nedgravingen og sedimenteringen av partikler.
Problemstilling med ankergroper vil ikke være aktuelt på Linnorm, da det skal benyttes DPfartøy.
Eventuelle ulemper for fiskeriene i anleggsfasen for Linnorm, knyttet til borerigg og fartøyer
vil være forbigående. Det berørte området vurderes som «lite viktig» for både norsk og
utenlandsk fiskeri og de negative konsekvensene for fiskerivirksomheten i boreog
anleggsfasen er således vurdert som ubetydelige for arealbeslag og ubetydelige for fysiske
110
inngrep i havbunnen, tatt i betraktning at aktiviteten er tidsbegrenset, at fiskeriaktiviteten i
området er så begrenset, og at det ikke fiskes med trål.
7.2.3 Konsekvenser for fiskeri i driftsfase
Negative konsekvenser for fiskeri i driftsperioden knyttet til arealbeslag forventes ikke
ettersom Linnorm-feltet skal bygges ut med overtrålbare havbunnsinnretninger.
I henhold til norsk regelverk vil alle rørledninger på Linnorm feltet være overtrålbare og
således ikke utgjøre noe hinder for fiskeriaktivitet i området. Det vil likevel være nødvendig å
anlegge steinfyllinger på sjøbunnen for å hindre frie spenn, stabilisere eller beskytte en
rørledning, eller ved overkrysninger med andre rørledninger. Steinfyllinger kan gi skader på
trålpose, fiskepumper eller selve fangsten. Fra fiskerihold er det derfor fokus på å minimere
bruken av stein, samt at steinstørrelse og type optimaliseres. Rørledningstrasèen Linnorm til
Draugen vil dog steindekkes i områder med komplisert topografi og ujevn bunn for å
understøtte rørledningen for å unngå frie spenn på rørledningen.
Basert på områdets betydning for fiskeriaktivitet og utbyggingens omfang er de negative
konsekvensene for fiskerivirksomhet ved regulær drift på Linnorm feltet vurdert som
ubetydelige. Dette begrunnes med at driftsfasen ikke innebærer noen arealmessige
begrensninger og konsekvensen som følge av fysiske inngrep i havbunnen er vurdert som
ubetydelige, da det ikke er registrert trålaktivitet i området. Det skal dog sies at
fiskeriaktiviteten kan endres over tid. Foreløpige resultater fra grunnlagsundersøkelsen, som
indikerer høy tetthet av koraller i området ved Linnorm, tyder på at dette ikke er et område
med trålaktivitet.
7.2.4 Konsekvenser for fiskeri ved avvikling
Linnorm-feltet vil bygges ut med havbunnsinnretninger som etter endt bruk vil fjernes. Under
en fjerningsoperasjon vil omfang av fartøysaktivitet i området øke. Disse forholdene vil
senere utredes i en egen konsekvensutredning for avvikling av feltet i henhold til gjeldende
regelverk.
Konsekvenser for fiskeri knyttet til avviklingsfasen er vurdert som ubetydelig. Etter endt
avvikling vil feltet mest sannsynlig etterlates uten noen strukturer (rør eller innretninger)
tilbake i vannsøylen eller eksponert på havbunnen. De langsiktige negative konsekvensene
vurderes således som ubetydelige.
7.2.5 Konsekvenser av seismiske undersøkelser
Seismiske undersøkelser foregår ved at et spesialfartøy med jevne mellomrom avfyrer
luftkanoner. Lydbølgene forplanter seg gjennom vannet og berggrunnen under havbunnen
og refleksjonssignalene fanges opp av hydrofoner som slepes etter fartøyet i lange kabler.
Disse signalene gir grunnlag for seismiske kart som brukes i geologisk tolkning av
leteområdet eller reservoarutvikling for felt i drift.
Gjennom forskning og studier er det avklart at seismiske undersøkelser kun representerer en
marginal risiko i forhold til akutte effekter på marine organismer, hvor fiskelarver er mest
sårbare i den umiddelbare nærhet til lydkilden (Dalen et al., 2008). Det er imidlertid funnet at
marin støy kan medføre til atferdsendringer hos blant annet marine pattedyr og fisk, normalt
omtalt som skremmeeffekter. Det er ikke vist at dette har langtidsvirkninger.
Havforskningsinstituttet fraråder seismisk letevirksomhet i gyteperioder eller under
gytevandring fordi det skremmer og skader fisken (Havforskningsrapporten 2012). I Norge er
det derfor innført tidsbegrensninger for seismiske undersøkelser i områder med fisk på gyting
og viktige gyteområder. Det planlegges seismiske undersøkelser på Linnorm-feltet i 2012, i
tillegg til en undersøkelse noen år etter produksjonsstart.
111
Konsekvenser for fiskeri knyttet til seismiske undersøkelser er mest i form av kortvarige
arealkonflikter og er vurdert som ubetydelige.
7.2.6 Avbøtende tiltak for fiskerinæringen
Avbøtende tiltak i forhold til fiskeriinteressene kan være å;
- etablere tett dialog med myndigheter og organisasjoner
- bygge videre på tidligere gode erfaringer med dialog med lokale fiskere, og planlegging og
gjennomføring av seismikk uten konfliktsituasjoner.
- etablere varslingsrutiner ved marine operasjoner som kan innebære konflikter med fiskerier
- optimalisering av rørledningstraséen for å redusere grus/steindumpingsvolum
- bruk av leggefartøy som bruker dynamisk posisjonering som då gir mindre arealbeslag fra
fiskeriaktiviteten
7.2.7 Konsekvenser for fiskerinæringen
Konsekvensene for fiskerivirksomheten i boreog anleggsfasen er vurdert som ubetydelige
for arealbeslag og ubetydelige for fysiske inngrep i havbunnen, tatt i betraktning at aktiviteten
er tidsbegrenset, at fiskeraktiviteten i området er begrenset, og at det ikke fiskes med trål.
Basert på utbyggingen begrensede omfang og fordi området er lite viktig for fiskeriaktivitet, er
de negative konsekvensene for fiskerivirksomhet ved regulær drift på Linnorm feltet vurdert
som ubetydelige. Dette begrunnes med at driftsfasen ikke innebærer noen arealmesssige
begrensninger, og at konsekvensen som følge av fysiske inngrep i havbunnen er vurdert
som ubetydelige, da det ikke er registrert trålaktivitet i området.
Konsekvenser for fiskeri knyttet til seismiske undersøkelser er vurdert som ubetydelige.
7.3 Konsekvenser for skipstrafikk
Petroleumsaktivitet og skipstrafikk utgjør et konfliktpotensial i Norskehavet knyttet til bruk av
de samme havområdene. Potensialet er størst i områder der petroleumsvirksomheten har
overflateinstallasjoner med tilhørende trafikk av fartøyer, og hvor viktige seilingsleder
passerer. Det meste av trafikken i Norskehavet følger seilingsledene langs kysten, der
avstand fra land påvirkes av faktorer som fartøystørrelse, seilingsdistanse og værforhold.
Offshoretrafikken krysser hovedstrømmen som går langs kysten. Som vist i figur 7.18 er
Linnorm-feltet plassert utenfor hovedtrafikkstrømmene men i et område med en del shuttleog forsyningstrafikk til installasjonene i området. Da Linnorm-feltet skal bygges ut med
havbunnsinnretninger er kun anleggsfasen forbundet med potensiale for konflikt med
regulær skipstrafikk.
112
Figur 7.18. Trafikkstrømmer og fiskeriaktivitet i Norskehavet (Fiskeridirektoratets kartverktøy, 2012).
Svart sirkel indikerer Linnorm-feltet.
Hver enkel offshore installasjon har en sikkerhetssone med en radius på 500 m hvor andre
fartøy ikke har lov å passere. Under borekampanjen på Linnorm vil boreriggen ligge i feltet i
om lag 2-3 år og således gjøre beslag på et område med en radius på 500 m. Videre anslås
det at et forsyningsfartøy vil anløpe feltet 2 ganger per uke. Ved legging av rørledninger vil
rørleggingsfartøy og eventuelle støttefartøy være i aktivitet langs rørleggingstraseéen. Fartøy
tilknyttet Linnorm utbyggingen vil i perioden 2014-2016 beslaglegge arealer som kan gi
konsekvenser for den ordinære skipstrafikken i området under denne perioden.
Det forventes ikke negative konsekvenser knyttet til arealbeslag for skipstrafikk i
driftsperioden fordi Linnorm-feltet skal bygges ut med havbunnsinnretninger. Utbygging av
Linnorm forventes ikke å medføre endringer i skipstrafikken til Draugen.
Basert på områdets begrensede viktighet for skipstrafikk samt det totale arealet som vil
påvirkes av Linnorm utbyggingen er de negative konsekvensene for skipstrafikk vurdert som
ubetydelig i utbyggingsfasen. I driftsfasen er det ikke identifisert negative konsekvenser for
skipstrafikk.
7.3.1 Avbøtende tiltak for skipstrafikk
Antall kollisjoner mellom petroleumsinnretninger og fartøy som ikke har oppdrag på feltet, er
redusert i de siste årene. Dette skyldes god overvåkning fra kontrollstasjoner i tillegg til at
enkelte faste og flytende innretninger selv har ansvar for å overvåke skipstrafikken i området
(Petroleumstilsynet 2011).
113
8 SAMMENSTILLING AV KONSEKVENSER OG FORSLAG
TIL AVBØTENDE TILTAK
8.1 Sammenstilling
av
installasjonsfase
konsekvenser
for
bore-
og
De miljømessige konsekvensene i boreog installasjonsfasen er vurdert som generelt
ubetydelige.
tonn NOx og ca. 120 tonn SO2 over en periode på tre år. Konsekvensene er vurdert å være
ubetydelige.
I boreog installasjonsfasen vil det være utslipp til sjø av ca. 14 300 tonn kaks med vedheng
av vannbasert borevæske. Videre vil det være utslipp av ferskvann tilsatt fargestoff fra
klargjøring av rørledninger, ca. 7 200 m3. Konsekvensene av utslippene er vurdert å være
ubetydelige, under forutsetning av at det gjennomføres nødvendige avbøtende tiltak, dersom
det videre arbeide med kartlegging og risikovurdering av korallforekomster avdekker
verneverdige arter i det område som vil bli berørt av utslippet av borekaks.
modellering av gassutslipp inngår derfor ikke i konsekvensutredningen. Miljøvurderingene i
konsekvensutredningen er basert på et influensområde som er fastsatt ut fra modellering av
en utblåsning med Linnorm-kondensat i bore-fasen. Konsekvensene, som er vurdert med
hensyn på sjøfugl, sjøpattedyr og strandhabitater, av en utblåsning på Linnorm er vurdert å
være liten negativ i bore-fasen.
Det er ikke registrert kulturminner i utbyggingsområdet. Dersom kulturminner avdekkes i den
kommende havbunnsundersøkelsen vil Riksantikvaren bli kontaktet.
Konsekvensen for koraller av fysiske inngrep på havbunnen i forbindelse med installasjon av
brønnrammer og rørledninger forventes å være små, forutsatt at installasjonene plasseres
med den anbefalte avstand til korallene. Boring av brønner med mineraloljebasert
borevæske vil generere ca. 30 300 tonn oljeholdig kaks. Dette vil bli transportert til land for
behandling på godkjent anlegg. Installasjon av en kvikksølvfanger på Draugen introduserer
en ny avfallstype. Årlig utskilles ca. 240 tonn kvikksølv. Regenerering av kvikksølvholdig
absorpsjonsmiddel anbefales utført av leverandør av kvikksølvfanger. Mengder av annet
avfall som genereres i forbindelse med utbygging og drift av Linnorm feltet er ikke estimert,
men dette vil bli håndtert i henhold til gjeldende regulativer, og som beskrevet i avfallsplan for
borerigg og for Draugen-plattformen.
Fiskeriaktiviteten i området omkring Linnorm og langs rørtraseen er lav, og det fiskes primært
med line. De negative konsekvensene for fiskerivirksomhet i borefasen på Linnorm-feltet
vurdert som ubetydelige. Konsekvenser for fiskeri knyttet til seismiske undersøkelser er også
vurdert som ubetydelige.
Området omkring Linnorm er av begrenset viktighet for skipstrafikk, og arealene som vil
påvirkes av begrensninger på skipstrafikk som følge av Linnorm vil være små og begrenset i
tid. De negative konsekvensene av Linnorm utbyggingen for skipstrafikk vurdert som
ubetydelig i utbyggingsfasen.
Utbygging av Linnorm-feltet representerer en investering i størrelsesorden 16,7 milliarder
norske kroner og utbyggingsfasen strekker seg fra 2012 til 2016. De norske andelene av
114
investeringene utgjør mellom 6,8 og 10,1 milliarder kroner inklusiv boring. Etterspørselen
etter arbeidskraft på nasjonalt nivå vil være størst i 2014 og 2015 med opp 2 400 sysselsatte
på landsbasis. Dette tallet inneholder sysselsatte hos operatøren, hos underleverandører og
deres underleverandører samt konsumvirkningen av disse igjen. Dette høye
arbeidskraftbehovet kommer samtidig med høyt investeringsnivå på norsk sokkel ifølge OD.
8.2 Sammenstilling av konsekvenser for driftsfase
De miljømessige konsekvensene i driftsfasen er vurdert å ha være liten negativ og/eller
ubetydelig.
Utslipp til luft fra produksjon og eksport fra Linnorm-feltet er vurdert å medføre en liten
negativ miljøkonsekvens. Ulike tiltak vurderes for å redusere utslippene.
Produsert vann fra Linnorm vil injiseres i Draugen reservoaret, sammen med produsert vann
fra Draugen. Vanninjeksjonssystemet forventes å ha en regularitet på 90 %, slik at det vil bli
et utslipp av 10 % av den årlige vannmengden, svarende til ca. 60 000 m3/år fra Linnorm. I
år 2022 vil det i tillegg være et utslipp av ca. 20 000 m3 produsert vann, som følge av at
vannproduksjonen overstiger injeksjonskapasiteten på Draugen. Konsekvensene for marine
resurser som følge av utslipp av produsert vann fra Linnorm er vurdert å være ubetydelige,
under forutsetning av at den valgte avleirings-hemmer dokumenteres å ha akseptable
toksisitetsdata.
Konsekvensene av et akutt utslipp i driftsfasen er vurdert med hensyn på sjøfugl, sjøpattedyr
og strandhabitater. En utblåsning på Linnorm er vurdert å være liten negativ i driftsfasen.
Fiskeriaktiviteten i området omkring Linnorm og langs rørtraseen er lav, og det fiskes primært
med line. De negative konsekvensene for fiskerivirksomhet ved regulær drift på Linnormfeltet vurdert som ubetydelige. Konsekvenser for fiskeri knyttet til seismiske undersøkelser
under driftsfasen er også vurdert som ubetydelige.
Området omkring Linnorm er av begrenset viktighet for skipstrafikk, og arealene som vil
påvirkes av begrensninger på skipstrafikk som følge av Linnorm vil være små og begrenset i
tid. I driftsfasen er det ikke identifisert negative konsekvenser for skipstrafikk.
Driftskostnader består av lønn og personalkostnader til egne ansatte og tilsvarende til fast
innleide. Denne arbeidsstokken vil ha svært høy norsk andel liksom kjøp av varer og
tjenester utover dette også vil ha høy norsk andel. Arbeidskraftetterspørselen i driftsfasen vil
være på det høyeste i 2018 og 2019. Denne sysselsetting er direkte hos operatøren på
Draugenplattformen og i driftsorganisasjonen som er i Kristiansund. I tillegg vil det være
sysselsatte i leverandørindustrien på land og på plattformen. En betydelig del av
driftskostnadene ligger i leie (tariff) av rørledninger. Den samlede sysselsettingsvirksomheten
av utbygging og drift av Linnorm-feltet utgjør ca. 10 700 årsverk. Det er konkludert at
Linnorm-feltet vil bygges ut i en periode da det kan forventes høy etterspørsel etter
arbeidskraft innen oljeog gassnæringen og leverandørindustrien basert på ODs prognoser
for utbygging.
I Tabell 8.1 vises en sammenstilling av de viktigste endringene i miljømessige konsekvenser
ved utbyggingen av Linnorm-feltet.
115
Tabell 8.1. Sammenstilling av miljømessige og samfunnsmessige konsekvenser under boreog
installasjonsfasen samt ved driftsfasen ved utbygging av Linnorm feltet.
Resurs
Bore- og installasjonsfase
Energiforbruk
CO2 utslipp (tonn)
Driftsfase
17.4 MW
Totalt ca. 120 000 tonn/år fra
drift og 560 tonn fra marine
operasjoner/år
Utslipp til luft
88 000 tonn fra
borekampanje
52 000 tonn fra marine
operasjoner
Ubetydelig/Ingen
Regulære utslipp til sjø
Ubetydelig/Ingen
Ubetydelig/Ingen
Akutte utslipp til sjø
Liten negativ
Liten negativ
Fysiske inngrep på havbunn
Liten negativ
Ubetydelig/Ingen
Fiskeri
Ubetydelig/Ingen
Ubetydelig/Ingen
Skipstrafikk
Ubetydelig/Ingen
Ubetydelig/Ingen
Liten negativ
8.3 Sammenstilling av konsekvenser for avviklingsfase
Avvikling og fjerning av innretninger etter endt bruk. Medfører fartøybruk med tilhørende
utslipp til luft. I forhold til fiskeriene vil fartøyaktivitet knyttet til nedstenging og fjerning av
innretninger medføre potensial for arealkonflikt, men varigheten av aktiviteten vil være liten
og konsekvensene ubetydelige.
8.4 Forslag til avbøtende tiltak
I de forutgående delkapitler er prosjektets konsekvenser oppsummert. Dette angir generelt
ubetydelige eller liten negativ konsekvens. For enkelte aktiviteter skyldes dette at avbøtende
tiltak allerede er implementert i prosjektplanene. For enkelte andre områder kan det vare
aktuelt å søke ytterligere tiltak for å redusere konsekvens- og/eller konfliktpotensialet. I tabell
8.2 er forslag til aktuelle avbøtende tiltak listet opp.
116
Tabell 8.2. Oppsummering av forslag til avbøtende tiltak for Linnorm-feltet i utbyggingsog driftsfasen.
Kilde til påvirkning
Konsekvenser
Forslag til avbøtende tiltak
Utslipp til luft
Global oppvarming/Forsuring av
havet. Regionale konsekvenser.
Vurdere LNG drift på
førsyningsfartøy
Samordnet kraftgenerering for
økt energieffektivitet
Installasjon av lav-NOx
gassturbiner
Utslipp til sjø
Kjemikaliebruk
Radioaktive stoffer i produsert
vann
Materialvalg for å redusere
kjemikaliebehov
Kjemikaliesubstitusjon og
minimering av kjemikaliebruk
Bidra til forskning for å øke
kunnskapen og utvikle
teknologier for rensing av
radioaktive stoffer
Injeksjon av produsert vann
Forstyrrelse av koraller
Implementering av Shells
veiledning og OLF sin
veiledning vedrørende
beskyttelse og overvåking av
koraller
Transport av oljebasert kaks til
land
Ved behov, vurdere bruk av
transportsystem for kaks (CTS)
Fysiske inngrep
Dannelse av ankergroper
Benytte rørleggingsfartøy med
dynamisk posisjonering
Fasthekting/ødeleggelse av
fiskeredskap (pga rørledning)
Nedgraving av rørledninger
Unngå frie spenn av
rørledninger gjennom gode
traseundersøkelser og
design/understøttelse
Redusere bruk av steindumping.
Vurdere størrelse og form på
stein ved design.
Potensial for konflikt med
Kulturminner
Dersom havbunnskartleggingen
påviser kulturminner vil dette bli
tatt hensyn til ved
detaljplanlegging.
Bunnfauna
Nøyaktig kartlegging av
verneverdige arter av
bunnfauna
117
Kilde til påvirkning
Konsekvenser
Forslag til avbøtende tiltak
Utføre risikovurdering knyttet til
plassering av havbunnsutstyr.
Arealbeslag
Negative konsekvenser for
fiskeri og/eller skipstrafikk
Bruk av dynamisk posisjonert
rørleggingsfartøy
Informere fiskeri/skipstrafikk om
traséen og anleggsperiode
Akuttutslipp
Konsekvenspotensial primært i
forhold til sjøfugl.
Arbeide målrettet i design og
operasjon for å unngå hendelser
med akutte utslipp til sjø.
Implementere
sikkerhetsbarrierer.
8.5 Plan for oppfølging av problemstillinger og fremtidig
miljøovervåking
Det vil bli etablert et program for å overvåke vannmassene og sjøbunnen, inkludert koraller,
rundt Linnorm-installasjonene.
Grunnlagsundersøkelsen for Linnorm-feltet gjennomføres 2012-2013. I fremtiden vil
regelmessig miljøovervåking gjennomføres som en del av den regionale overvåkingen. Den
neste regionale miljøovervåkningen vil skje i 2015 med følgende regionale miljøovervåkning i
2018 (rett etter oppstart av Linnorm-feltet).
Analysen av det omfattende innsamlede materialet fra havbunnskartleggingen og
kartleggingen av korallforekomster i 2012 er ennå pågående. I løpet av våren 2013 vil man få
den nødvendige oversikten for å planlegge videre undersøkelser av korallforekomstene,
inkludert et mulig begrenset fremtidig forskningsprogram som har målsetting å finne ut mer
om hvorfor korallene forekommer i unike konfigurasjoner på havbunnen av Norskehavet.
Det er ønskelig at overvåkningsprogrammet vil utvides at omfatte helsetilstand av koraller.
Både på Linnorm Nord og Linnorm Sør er det planer om å velge ut en eller to korallstrukturer
som vil kunne overvåkes over flere år, ved å utføre repetitive visuelle undersøkelser
(inspeksjoner med ROV). I denne sammenhengen er planen å sette ut referansemarkører på
havbunnen (ca. 1 m høye merker med skilt).
I Aktivitetsforskriften § 50 stilles det krav om at operatøren skal etablere fjernmålingssystem
som gir tilstrekkelig informasjon til å sikre at akutt forurensning fra innretningen raskt blir
oppdaget og kartlagt. For å sikre tidlig deteksjon av akutt forurensning er foreløpige planer
for miljøovervåking av Linnorm-feltet basert på bruk av passiv akustisk deteksjon på
havbunnsinnretningene og massebalanse deteksjon system på rørledningene. I fremtiden er
det mulig at man i samarbeid med andre operatørselskap i området vil vurdere muligheter for
førbedret overvåking av potensielle uplanlagte lekkasjer.
118
9 REFERANSER
A/S Norske Shell E&P, 2012a. Guideline for subsea coral protection (utkast)
A/S Norske Shell 2012b, Utslipp fra Draugenfeltet 2011, Årsrapportering til Statens
Strålevern, 01.03.2012.
Akvaplan-NIVA 2009: Miljøundersøkelse i region VI Haltenbanken.
Dalen, J., Hovem, J.M., Karlsen, H.E., Kvadsheim, P.H., Løkkeborg, S., Mjelde, R.,
Pedersen, A. & Skiftesvik, A.B. 2008. Kunnskapsstatus av forskningsbehov med hensyn til
skremmeeffekter og skadevirkninger av seismiske lydbølger på fisk og sjøpattedyr. Rapport
til Oljedirektoratet, Fiskeridirektoratet og Statens forurensningstilsyn fra spesielt nedsatt
forskergruppe.
Direktoratet for Naturforvaltning/ Havforskningsinstituttet, 2007. Helhetlig forvaltningsplan for
Norskehavet. Arealrapport med miljø- og naturressursbeskrivelse.
DNV, 2011. Sustainable development assessment of Linnorm host alternatives. Rapport No
2011-4040, 34 s. Begrenset adgang.
DNV, 2012a: Environmental Risk Analysis (ERA) and Oil Spill Contingency Analysis (OSCA)
for Onyx South exploration well in the Norwegian Sea. DNV rapport nr. 2012-1005
DNV, 2012b: Miljørisikoanalyse Linnorm: DNV rapport nr 2012-1179
Fiskeridirektoratet, 2008. Helthetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Fiskeriaktiviteten i
Norskehavet. Delrapport til det felles faktagrunnlaget for Forvaltningsplan Norskehavet.
Fiskeridirektoratets kartverktøy 2012
Genesis Oil & Gas Consultants Ltd, 2011. Produced Water Discharge Modeling update.
Begrenset adgang.
Havforskingsinstituttet 2012, Havforskningsrapporten 2012 Fisken og havet. Særnummer 12012
Havforskningsinstituttet, 2012. Havforskningsrapporten 2012, Ressurser, miljø og akvakultur
på kysten og i havet. ISSN 0802 0620.
Havforskningsinstituttet, 2005. Condition monitoring in the water column 2005: Oil
hydrocarbons in fish from Norwegian waters.
Havforskningsinstituttet, 2012. www.imr.no
Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet, 2009.
Hovland, M. & Mortensen, P.B., 1999. Norske korallrev og prosesser i havbunnen. John
Grieg forlag, Bergen.
Hovland, M. (pers. komm.) 2012.
Hovland, M., 2008. Deep-water coral reefs: Unique Biodiversity hotspots. Praxis Publishing
(Springer), Chichester, UK, 278 pp.
119
Hovland, M., Jensen, S., Indreiten, T., 2012. Unit pockmarks associated with Lophelia coral
reefs off mid-Norway: more evidence of control by ‘fertilized’ bottom currents. Geo-Marine
Letters, DOI 10.1007/s00367-012-0284-0
Judd, A.G., Hovland, M., 2007. Submarine Fluid Flow, the Impact on Geology, Biology, and
the Marine Environment. Cambridge University Press. 475pp.
Melle, W., Serigstad, B., Ellertsen, B., 2001. Environmental risk of deep water oil drilling- a
preliminary analysis. Rapport 01/2001. Havforskningsinstituttet.
MRDB, 2007/2009/2010. Marin Ressurs Data Base.
Norsk vindkart 2009, Norges Vassdrags- og Energidirektorat.
Oljedirektoratet, 2011. Miljøteknologi-Kartlegging
petroleumsindustrien på norsk sokkel. 86 s.
av
tilgjengelig
miljøteknologi
for
Oljeindustriens Landsforening (OLF), 2012. Miljørapport 2012, 70 s.
Oljeindustriens Landsforening (OLF), 2009. Veiledning til utslippsrapportering.
Petroleumstilsynet, 2011. Ptils årsrapport: Sikkerhet, status & signaler 2010-2011. Utgitt 10.
februar 2011.
Primus.inter.pares AS, 2012. Evaluering av mulige renseteknologier for fjerning av
radioaktivitet i produsert vann. Rapport utarbeidet på oppdrag fra OLF.
RKU Norskehavet, 2003. Regional konsekvensutredning for petroleumsvirksomheten i
Norskehavet. Februar 2003. Utarbeidet av Statoil på vegne av Oljeindustriens landsforening,
(OLF).
RKU Nordsjøen, 2006. Oppdatering av regional konsekvensutredning for
petroleumsvirksomhet i Nordsjøen. Utarbeidet av Statoil på vegne av Oljeindustriens
landsforening (OLF)
Shell Exploration & Production 2007. Electrification of Draugen Feasibility Study. Begrenset
adgang.
Statens Vegvesen, 2009. Statens Vegvesen håndbok 140 Konsekvensanalyser.
http://www.vegvesen.no/Fag/Veg+og+gate/Planlegging/Grunnlagsdata/Konsekvensanalyser
Stortingsmelding nr. 37 (2008-2009); Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Norskehavet
(forvaltningsplan).
Stortingsmelding nr. 47 (1999-2000); Disponering av utrangerte rørledninger og kabler på
norsk kontinentalsokkel.
www.od.no
120

Konsekvensutredning for utbygging og drift av PL255 Linnorm

Transcription

Similar documents

Barents Sea Gass Infrastructure Forum - Kickoff 07052013

Draugen til 2036 I hjertet av verdiskapingen

Det norske eventyr

Innlegg Sindre Ulvestad, Polygon

KNBF INFORMASJONSBREV

Plan for Utbygging of drift av Bream - del 2