PL193Kvitebjørn

KONSEKVENS-UTREDNING

Desember 1998

HK GT 980343 b

Konsekvensutredning

KVITEBJØRN

Desember 1998

,QQKROGVIRUWHJQHOVH�

side

285.5 Sysselsettingsvirkninger ved utbygging og drift av Kvitebjørn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

235.4 Vare og tjenesteleveranser til Kvitebjørnutbyggingen. . . . . . . . . . . . . . . .22

5.3 Virkninger på investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

195.2 Samfunnsmessig lønnsomhet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .195.1 Investerings og driftskostnader for Kvitebjørnutbyggingen. . . . . . . . . . .19��6DPIXQQVPHVVLJH�NRQVHNYHQVHU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

174.6 Spesielt miljøfølsomme områder. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164.5 Landområder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154.4 Økosystem i frie vannmasser. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144.3 Bunnforhold . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134.2 Meteorologi og oseanografi. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134.1 Influensområdet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13��%HVNULYHOVH�DY�LQIOXHQVRPUnGHW�RJ�VnUEDUH�UHVVXUVHU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

123.13 Videre bearbeiding av utbyggingsløsning. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .123.12 Områdevurdering. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113.11 Organisering og gjennomføring. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113.10 Investerings- og driftskostnader. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113.9 Nedstengning og fjerning av installasjonene. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113.8 Helse, miljø og sikkerhet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .103.7 Drift og vedlikehold . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .93.6 Rørledninger og mottaksanlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .83.5 Anbefalt utbyggingsløsning. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .83.4 Utvinningsstrategi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73.3 Letehistorie og reserver. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73.2 Lisensforhold og rammevilkår. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .73.1 Kvitebjørnfeltet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7��6DPPHQGUDJ�DY�38'�RJ�3$' . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

62.6 Grunnlagsstudier. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6

2.5 Høringsuttalelser om sikkerhetsmessige forhold og oljevernberedskap. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

52.4 Høringsuttalelser om fiskerimessige forhold. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32.3 Høringsuttalelser om miljømessige forhold. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32.2 Høringsuttalelser om samfunnsmessige forhold. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32.1 Utredningsprogrammet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3��8WWDOHOVHU�WLO�XWUHGQLQJVSURJUDPPHW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

21.6 Annet lovverk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11.5 Regional konsekvensutredning for Nordsjøen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11.4 Prosess, saksbehandling og tidsplan. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11.3 Formålet med konsekvensutredningen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11.2 Lovverkets krav til konsekvensutredning. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11.1 Kvitebjørnutbyggingen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1��,QQOHGQLQJ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

v6DPPHQGUDJ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

LLL

619.3 Alternative opplegg for kraftforsyning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .609.2 Alternative rørledninger og mottaksanlegg for kondensat. . . . . . . . . . . . .599.1 Alternative rørledninger og mottaksanlegg for rikgass. . . . . . . . . . . . . . .59��6DPPHQVWLOOLQJ�DY�NRQVHNYHQVHU�YHG�XOLNH�DOWHUQDWLYHU . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

578.1 Planer for miljøovervåkning på Kvitebjørn-feltet. . . . . . . . . . . . . . . . . . .57��2SSI¡OJHQGH�WLOWDN�RJ�XQGHUV¡NHOVHU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

527.3 Konsekvenser for fiskeriene av utbyggingen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .497.2 Fiskeriaktivitet som berøres av utbyggingen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .497.1 Virkninger for fiskeressursene. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49��)LVNHULPHVVLJH�NRQVHNYHQVHU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

476.5 Miljøaspekter ved avvikling. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .476.4 Avfallshåndtering i driftsfasen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .466.3 Akutte utslipp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .416.2 Utslipp til sjø . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .336.1 Utslipp til luft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33��8WVOLSS�RJ�PLOM¡PHVVLJH�NRQVHNYHQVHU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5HIDUDQVHOLVWH. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

$SSHQGLNV� . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65

LY

6DPPHQGUDJ

I henhold til Petroleumslovens bestemmelser erdet utarbeidet en konsekvensutredning somdekker utbygging og drift av gasskondensatfeltetKvitebjørn. Feltet ligger i Tampenkilen i nordredel av Nordsjøen ca. 20 km sørvest for Gullfaks,130 km vest for Sognefjorden og 70 km nordvestfor Oseberg feltsenter.

Forslag til utredningsprogram forKvitebjørnfeltet ble oversendt Olje- ogenergidepartementet (OED) i mars 1997.Departementet sendte deretterutredningsprogrammet på høring til berørteinstanser. Utredningsprogrammet og innkomnehøringsuttalelser danner grunnlag for dennekonsekvensutredningen.

Den foreliggende konsekvensutredningoppsummerer de viktigste konsekvensene forsamfunn, miljø og fiskerier ved utbygging ogdrift av Kvitebjørn. Konsekvensutredningenbeskriver konsekvensene av ett anbefaltfeltutbyggingskonsept, samt av to alternativeløsninger mht. transport og behandling av gassog tre alternativer mht. transport og behandlingav kondensat. Noe endelig valg av mottakssted erikke gjort og vil først kunne besluttes når dettekniske såvel som det kommersielle grunnlageter etablert.

8WE\JJLQJVSODQHQH

Planene som nå legges fram omhandlerleveranser av gass- og kondensat fraKvitebjørnfeltet med oppstart av kommersielleleveranser 1. oktober 2002. Antatt utvinnbarereserver som er lagt til grunn forutbyggingsløsningen, er 54,4 mrd Sm3 gass og21,2 mill. Sm3 kondensat og 0,42 mill. tonn LPGKvitebjørn er planlagt bygd ut med en bunnfastproduksjonsinnretning med en enkel prosess somsplitter gass og kondensat for transport i separaterørledninger. For gass er Kollsnes og Heimdalalternative mottaksanlegg, mens Gullfaks C,Statfjord B og Oseberg C er alternativemottaksanlegg for kondensat.

Utbyggingsløsningen baseres på at trykkenergieni reservoaret utnyttes til å transportere gass ogkondensat fram til sluttbehandling påmottaksstedene. Kondensat vil gå inn ieksisterende infrastrukturen på Gullfaks ogOseberg, mens det på Statfjord vil bli bygd nyprosesseringskapasitet. Det forutsettes etablertnye behandlingsanlegg for gass enten påKollsnes eller Heimdal. På Kollsnes er det toalternativer, enten behandling i etduggpunktsanlegg eller i etNGL-ekstraksjonsanlegg. NGL-anleggetanbefales som utbyggingsløsning.

Duggpunktsanlegget er prosessmessigsammenlignbart med gassbehandlingsanlegget iHeimdalalternativet. Konsekvensene avalternative landanleggsutvidelser er beskrevet iKonsekvensutredning Utvidelser av anleggene påKollsnes, Mongstad og Kårstø for Kvitebjørn ogHaltenbanken Sør, som ble oversendt OED inovember 1998.

Kvitebjørninstallasjonen utstyres med fullborepakke og boligkvarter. Alle brønnerplanlegges boret fra plattformen. Dette medførerat plattformen i over ett år kun vil bli benyttet tilbrønnboring, før leveranser starter. Etter om lagtre år vil den planlagte boreperioden være overog virksomheten går over i en ren driftsfase.Deler av boreutrustningen kan da eventueltfjernes fra installasjonen. Plattformen vil iutgangspunktet være bemannet, men ha mulighetfor fjernstyrt drift seint i feltets levetid.Driftsorganisasjonen for Kvitebjørn vil være enselvstendig driftsenhet som vil bli integrert i eneksisterende driftsorganisasjon enten i Bergeneller Stavanger. Forsyning av Kvitebjørn vilkomme fra en forsyningsbase i Bergensområdet.

6DPIXQQVPHVVLJH�NRQVHNYHQVHU

Investeringene i en utbygging av Kvitebjørnfeltetmed transport og mottal av rikgass til Kollsnesog kondensat til Statfjord B er beregnet til 8,7mrd. 1998 kr. I dette alternativet kommerinvestering på 2,6 mrd. kr iNGL-ekstraksjonsanlegg på Kollsnes eventuelt etduggpunktsanlegg til 2,1 mrd kr i tillegg. Vedvalg av Heimdal som mottaksanlegg for rikgassblir samlede investeringer på 10,3 mrd. kr.Alternativene med Gullfaks C eller Oseberg Csom mottaksanlegg for kondensat blir hhv. 500mill kr billigere og 400 mill kr dyrere enn medStatfjord B som mottaksanlegg for kondensat.

Samfunnsøkonomisk framstår Kvitebjørn som etlønnsomt prosjekt. Nåverdien av framtidigeinntekter og kostnader ved 7% kalkulasjonsrenteer ved forutsetninger om en oljepris på 15USD/fat på i overkant av hele 5 mrd 1998 kr.Ved lavere prisforutsetninger (12 USD/fat og 47øre/Sm3) vil nåverdien reduseres til i overkant av1 mrd 1998 kr. Disse beregningene er gjort for enfeltutbygging med Kollsnes som mottakssted forrikgass, og Statfjord B som mottakssted forkondensat. Tariffering av investeringene ibehandlingsanlegg på Kollsnes er inkludert iberegningene. Den samfunnsøkonomiskelønnsomhet vil variere noe med valg avtransportløsning.

Investeringene på Kvitebjørn starter opp i 1998,og når en topp på vel 3,5 milliarder 1998-kr i2003. Investeringsfasen kommer dermed i en

Y

periode der norsk offshorerettet næringslivskapasitet, slik det nå ser ut, trolig er betydeligmindre presset enn i dag. Det er derfor litesannsynlig at utbygging av Kvitebjørn vil føre tilvesentlig økte pressproblemer i norskoffshoresektor. Tvert imot kan utbyggingen viseseg å gi kjærkomne oppdrag for norsknæringsliv, og særlig for offshoreverftene.

Det er anslått at utbygging av Kvitebjørn vilbidra til at norsk næringsliv vil få leveranser pårundt 4.900 mill 1998 kr som tilsvarer mellom 50og 60% av leveransene. Dette gjelder iKollsnesaltenativet og omfatter ikkebehandlingsanlegg for rikgassen. Norskeleveranser for bygging avNGL-ekstraksjonsanlegg er beregnet til omlag1.500 mill kr og vil komme i tillegg i dettealternativet. I Heimdalalternativet er samledenorske leveranser anslått til omlag 5.500 mill kr.Alternativene med Gullfaks C eller Oseberg Csom mottaksanlegg for kondensat, gir hhv. enreduksjon i norske leveranser på 200 mill kr elleren økning i norske leveranser på 500 mill kr iforhold til Statfjord B. Årlige norske leveranser idriftsfasen er anslått til omlag 170 mill kr.

De samlede nasjonale sysselsettingsvirkningeneav Kvitebjørnutbyggingen er iKollsnesalternativet beregnet til omlag 13.800årsverk inkludert konsumvirkningene. De størsteproduksjonsvirkningene vil komme innenforindustri, forretningsmessig tjenesteyting og bygg& anlegg. Sysselsettingsvirkninger (inkludertkonsumvirkningene) knyttet til bygging avNGL-ekstraksjonsanlegg er beregnet til omlag4.900 årsverk og vil komme i tillegg i dettealternativet. I Heimdalalternativet er de samledesysselsettingsmessige virkninger beregnet til15.800 årsverk. Alternativene med Gullfaks Celler Oseberg C som mottaksanlegg forkondensat gir hhv. en reduksjon på omlag 500årsverk eller en økning på 1.450 årsverk iforhold til Statfjord B. Nasjonalesysselsettingsvirkninger i driftsfasen er anslått tilomlag 360 årsverk pr år.

8WVOLSS�RJ��PLOM¡PHVVLJH�NRQVHNYHQVHU

Kvitebjørn vil utnytte eksisterende infrastrukturfor produksjon av kraft og håndtering av gass,kondensat og produsert vann. Det høyereservoartrykket vil bli benyttet til å transporteregass og kondensat fram til mottaksanleggene.Kraftbehovet på Kvitebjørnplattformenbegrenser seg derfor til boring og drift avhjelpesystemer og boligkvarter. Kraftforsyningkan baseres på elektrisk kabel fra land eller frakondensatmottaksplattformen eller påegenproduksjon på Kvitebjørn. Løsningen medel-kabel fra land er for foreliggende tekniskeløsninger beregnet å medføre mindre utslipp avCO2 og NOx enn kraftproduksjon offshore.

Det vil være vanskelig å få til en effektivseparasjon av olje og vann i feltets første leveår.På grunn av stort trykkfall overtrykkavlastingsventilene forventes det at vannetdispergeres inn i kondensatet og forverrerseparasjonsprosessen. Det legges derfor opp til atprodusert vann transporteres sammen medkondensatet til mottaksanlegg og behandling vedeksisterende vannbehandlingsanlegg. Fra selveKvitebjørnplattformen blir det dermed kunutslipp av mindre mengder vannbasert boreslamog kaks, samt ikke forurenset drenasjevann,kjølevann og sanitæravløpsvann. Det legges opptil reinjeksjon av oljebasert slam, borekaks ogforurenset drenasjevann. I forbindelse medklargjøring og oppstart av rørledninger er detikke forutsatt bruk av kjemikalier.

Rørledningene til Statfjord og Gullfaksplanlegges designet med elektrisk oppvarmingslik at en kan redusere bruk av glykol mednedstengning. Tilsvarende løsning er undervurdering for rørledningen til Oseberg.Foreliggende løsning er isolering basert på“rør-i-rør” konseptet.

Ved behandling av kondensat på de alternativemottaksanleggene vil det bli mindre utslipp avCO2, NOX og produsert vann. I forhold tileksisterende utslipp fra disse mottaksanleggeneer utslippene forbundet med behandlingen avkondensat fra Kvitebjørn helt marginale. Det erderfor ikke kostnadeffektivt å iverksette særskiltemiljøteknologitiltak på disse anleggene kun forKvitebjørn. Ved samtlige av disse anleggene erdet imidlertid besluttet og iverksatt en rekkemiljøteknologiske tiltak. For Statfjordfeltenerepresenterer disse tiltakene en reduksjon av hhv.CO2 og NOx på tilsammen omlag 6 %. ForGullfaksfeltene er det beregnet at tilsvarendetiltak gir en reduksjon på omlag 20% i forhold tilen situasjon uten tiltak. Tiltak som er tilvurdering vil kunne gi ytterligeutslippsreduksjoner. På Oseberg vil tiltak kunnegi en reduksjon av CO2- og NOx utslipp påomlag 14%. Både på Gullfaks og Statfjordgjennomføres det konkrete vurderinger avmuligheten for reinjeksjon av produsert vann ogpå Statfjord B vurderes også mer effektivrenseteknologi (C’tour). På Oseberg planleggesdet en oppgradering av behandlingsanlegget forprodusert vann.

Planlagte tiltak med gjenvinning av nmVOC fralastetanker vil langt på vei eliminere et potensieltutslipp av nmVOC ved valg av Gullfaks C ellerStatfjord B som mottaksanlegg. Ved valg avOseberg C som mottaksanlegg for kondensat, vilkondensatet bli transportert i rør inn tillandterminalen på Sture, og det blir dermed ikke utslipp av nmVOC.

YL

Prosessering av gass fra Kvitebjørn på Kollsneseller Heimdal vil medføre utslipp av CO2 ogNOX. På Kollsnes, der NGL-ekstraksjon eranbefalt utbyggingsløsning, vil en utbygging med elektriske drivere gi samlet utslipp over perioden2002 - 2020 i størrelsesorden 1,66 mill tonn CO2,men kun 15% av dette vil være utslipp påKollsnes. Kraftbehovet er forutsatt dekket vedøkt kraftimport fra gasskraftverk på kontinentet,og de resterende 85% av utslippet vil dermedkomme der den elektriske kraften blir produsert.Samlet NOx-utslipp på Kollsnes vil være omlag180 tonn over perioden. For Heimdalalternativetvil utslipp fra gassbehandling og videretransportgi et samlet utslipp i perioden på omlag 1,28 milltonn CO2 og 1065 tonn NOx. Dette er basert på atdet blir installert lav NOx-turbin ogvarmegjenvinningsenhet. Uten dissemiljøteknologitiltakene ville utslippene her bli vesentlig høyere.

For å redusere H2S innholdet i gassen er detplanlagt i injisere H2Sfjerner påKvitebjørnplattformen. Det foregår imidlertidforhandlinger om H2S fjerning vedmottaksanlegg for gass. Dersom Kollsnes blirvalgt som mottakssted, vil en vurdere fjerningved hjelp av fixed-bed teknologi. Dette er en mermiljøvennlig løsning enn H2S-fjerning påKvitebjørnplattformen, hvor rester av kjemikalietvil medføre mer forurenset produsert vann ogredusert kondensatproduktkvalitet.

Miljørisikoanalysen viser at risikoen formiljøskade grunnet aktiviteten på Kvitebjørnligger innenfor Statoils akseptkriterier. Selv i etværst tenkelig tilfelle vil det kun være megetbegrensede mengder olje som vil kunne nåkysten.

Samlet sett vil Kvitebjørnutbyggingen medføremeget små utslipp til luft og sjø.Miljøpåvirkningen av Kvitebjørnutbyggingen vilvære svært små sammenlignet med påvirkningenfra eksisterende petroleumsvirksomhet. Detvalgte utbyggingskonseptet gir minimale utslippfra selve plattformen, meget begrensetkjemikaliebruk og kraftforsyning via el-kabel fraland gir også reduserte utslipp til luft.

)LVNHULPHVVLJH�NRQVHNYHQVHU

Kvitebjørnplattformen vil bli installert på vel 190meters dyp vest for eggaskråningen i et områdeder det drives industritrålfiske ogkomsumtrålfiske. Plattformen medsikkerhetssone vil utgjøre et arealbeslag påomlag 1 km2 for konsumtrålfiske og omlag 5 km2

for industritrålfiske. I forhold til eksisterendearealbeslag er disse beslagene marginale.

I anleggsfasen vil det være midlertidigarealbaslag i forbindelse med

rørleggingsarbeidet. Dette vil kunne berøreindustritrålfiske etter øyepål i eggaskråningen ogindustritrålfiske etter tobis på Vikingbanken.Eventuelle ulemper i anleggsfasen kan reduseresdersom leggearbeidet ikke gjennomføressamtidig med de viktigste fiskeriene i berørtområde.

Ankermerker etter leggefartøy og steinfyllingerkan i prinsippet medføre større ulemper fortrålfiske enn rørledningene i seg selv.Ankermerker vil i utgangspunktet kunne finnesfra omlag 200 meter og ut til omlag 1.500 meterfra rørledningen. Kartlegging av ankermerkerlangs rørledningstraséer har vist at problemetmed ankermerker særlig kan oppstå i områderhvor havbunnen består av hard leire. I områdermed sandbunn blir ankermerkene mindremarkerte, og det tar også kortere tid før de jevnesut etter legging. I eggaskråningen og påVikningbanken der det er sandbunn, vurderesankermerker ikke å innebære noen vesentlighindring for utøvelse av fiske, selv kort tid etterrørlegging.

Tilstedeværelse av rørledninger vil ikke være tilhinder for fiske med ringnot og flytetrål ellerfiske med passive redskaper som garn, line,snurrevad mv etter at leggearbeidet er avsluttet.Eventuelle ulemper er derfor avgrenset til fiskemed bunntrål. Ingen av rørledningsalternativeneforventes å medføre fangsttap eller operasjonelleulemper av noen betydning for konsumtrålfisket.

En gassrørledning til Kollsnes forventes hellerikke å medføre operasjonelle ulemper avbetydning for industritrålfiske. Traséen forgassrørledning fra Kvitebjørn til Heimdal kryssermeget viktige tobisfelt på Vikingbanken og kanmedføre operasjonelle ulemper ved intensivttrålfiske. Et mulig avbøtende tiltak som kan blivurdert, er å justere traseen mot vest slik at dengår helt i vestkanten av tobisfeltet for så å gåsørover mot Heimdal på østsiden avOdinplattformen.

Virkningen for industritrålfisket avkondensatrørledning og elektrisk kabel vilavhenge av om rørledningene lar seg grave ned itrålfeltet etter øyepål. Dersom dette er tilfellet,ventes ikke en rørledning til Oseberg, som ihovedsak tildekkes til samme nivå somhavbunnen omkring, å medføre ulemper etter atleggearbeidet er avsluttet. Vurdert ut fraHavforskningsinstituttets overtrålingsforsøk i1997 vil steinfyllingene langs traséalternativenetil hhv. Statfjord B og Gullfaks C kunne medføretil dels store arealbeslag innenfor et viktigtrålfelt. Nyere tråltester indikerer imidlertid atvirkninger av steinfyllinger kan være mindre enndet som framkommer gjennomHavforskningsinstituttets forsøk.

YLL

Statoil vil ta kontakt med Fiskeridirektoratet iforbindelse med detaljplanlegging av rørtrasé nårmottaksanlegg for hhv. gass og kondensat erbesluttet. I den sammenheng vil det være aktueltå drøfte hvordan legging og stein / grusdumpingkan gjennomføres slik at eventuelle ulemper fortrålvirksomheten gjøres minst mulig. Etter atrørleggingen er gjennomført vil det være aktueltå gjennomføre inspeksjon av ankergropene.

Muligheten for en dypere nedgraving avkondensatrørledningene i industritrålfeltet slik atsteinfyllingen ikke kommer over havbunnsnivå,vil bli vurdert i forbindelse meddetaljkartleggingen. Det kan imidlertid også væreaktuelt å få gjennomført nye tråltester for å fådokumentert om mindre steinfyllinger medførerulemper for trålfiske etter øyepål og kolmule.

.RQNOXVMRQ

Konsekvensutredningen viser atKvitebjørnutbyggingen vil være etsamfunnsøkonomisk lønnsomt prosjekt som vilgi betydelige sysselsettingsvirkninger for norskoffshoreindustri i en periode der det antas å værebetydelig ledig kapasitet.

Utslippene fra Kvitebjørn vil være marginale iforhold til eksisterende utslipp i i berørteregioner og vil ikke medføre endringer i demiljømmessige virkninger av utslippene.

Konsekvensutredningen viser videre ateventuelle ulemper for fiskerivirksomheten avbetydning vil kunne minimeres gjennomavbøtende tiltak.

Dokumentasjonen som foreligger i dennekonsekvensutredningen, viser at det ikke eridentifisert enkeltkonsekvenser eller sum avkonsekvenser av et så stort negativt omfang atdet reiser spørsmålet om Kvitebjørnfeltet børbygges ut eller ikke.

YLLL

� ,QQOHGQLQJPå vegne av partnerne i utvinningstillatelse PL 193har Statoil utarbeidet "Plan for utbygging og drift"(PUD) med tilhørende konsekvensutredning (KU) forKvitebjørnfeltet.

Den foreliggende konsekvensutredning oppsummererde viktigste konsekvensene for miljø, naturressurserog samfunn ved en utbygging av Kvitebjørnfeltet.Konsekvensutredningen beskriver konsekvensene avett anbefalt feltutbyggingskonsept, samt av toalternative løsninger mht. transport og behandling avgass og tre alternativer mht. transport og behandlingav kondensat.

��� .YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQKvitebjørnfeltet er et gass- og kondensatfelt somligger i Tampenkilen i nordre del av Nordsjøen ca. 20km sørvest for Gullfaks, 130 km vest forSognefjorden og 70 km nordvest for Osebergfeltsenter, se figur 1.1.Vanndypet på feltet er omlag190 meter. Utvinningstillatelsen, PL 193, dekkerblokk 34/11.

��� /RYYHUNHWV�NUDY�WLONRQVHNYHQVXWUHGQLQJ

Plan for utbygging og drift (PUD) av Kvitebjørn erutarbeidet i henhold til petroleumslovens §4-2 og §4-3samt § 22 i forskriftene til petroleumsloven. Dettelovverk krever bl.a. at det skal utarbeides enkonsekvensutredning før utbyggingsplanenegodkjennes. Konsekvensutredningen er utarbeidet isamsvar med eksisterende lover og retningslinjer.

��� )RUPnOHW�PHGNRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ

Formålet med konsekvensutredningen er å gi enbeskrivelse av utbyggingen med forventede virkningerfor miljø, naturressurser og samfunn.

Konsekvensutredningen er en integrert del av Statoilsplanleggings- og beslutningsprosesser og skal sikre atforhold knyttet til samfunn, miljø og naturressurserblir inkludert i planarbeidet på linje medteknisk/økonomiske og sikkerhetsmessige forhold.

Konsekvensutredningen skal være med på å etablereet grunnlag for å belyse og analysere de spørsmål somer relevante både for den interne og eksternebeslutningsprosess. Konsekvensutredningen skal ogsådekke prosjektets informasjonsbehov mot samfunnetog gi omgivelsene grunnlag til å påvirke utformingenav prosjektet.

��� 3URVHVV��VDNVEHKDQGOLQJ�RJWLGVSODQ

Forslag til utredningsprogram for Kvitebjørnfeltet bleoversendt Olje- og energidepartementet i mars 1997.Departementet sendte deretter utredningsprogrammetpå høring til berørte instanser.

Olje- og energidepartementet (OED) har koordinerthøringsrunden. Oppfølging av innkomnehøringsuttalelser ble diskutert i et møte mellomStatoil og OED den 20.5.1997. Departementet har ibrev datert 10. juni 1997 forutsatt at det framlagteutredningsprogram legges til grunn forkonsekvensutredningen og videre at de forholdhøringsuttalelsene tar opp blir omhandlet i det viderearbeid med konsekvensutredningen. Foreliggendekonsekvensutredning er utarbeidet på dennebakgrunn.

Konsekvensutredningen er basert på fleredokumentasjonsrapporter utført av eksternekonsulenter og interne fagmiljøer. I tillegg er nyerekonsekvensutredninger bl.a. for Huldra og Sygnabenyttet som grunnlagsmateriale. Kapittel 2 redegjørnærmere for merknadene til utredningsprogrammet ogfor de dokumentasjonsrapportene som er utarbeidet.

Konsekvensutredningen omfatter de anleggene som erbeskrevet i PUD-dokumentet og de anleggene iPAD-dokumentet som faller innenforpetroleumlovens virkeområde, dvs. feltinstallasjonerog rørledningen inn til land. I tillegg erkonsekvensbeskrivelsen av alternativet medleveranser og viderebehandling av gass på Kollsnesinkludert. Konsekvensbeskrivelsen avKollsnesalternativet er basert påKonsekvensutredning Utvidelser av anleggene påKollsnes, Mongstad og Kårstø for Kvitebjørn ogHaltenbanken Sør som ble innlevert til OED inovember 1998.

OED vil forestå høringen av konsekvensutredningen(KU). Plan for utbygging- og drift av Kvitebjørn(PUD) og plan for anlegg og drift av rørledningene(PAD) vil bli levert myndighetene i løpet av desember1998. Med bakgrunn i disse utbyggingsplanene,konsekvensutredningen og høringsuttalelsene tildenne vil myndighetene legge saken fram forStortinget. Stortingsbehandling er forutsatt i løpet avvårsesjonen 1999.

��� 5HJLRQDO�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJ�IRU1RUGVM¡HQ

I forbindelse med oppdatering av den regionalekonsekvensutredningen for Tampen (des. 1995) somble utarbeidet av Hydro i samarbeid med Statoil ogSaga Petroleum, ble opplegget endret bl.a. etter

�

drøftinger med OED og andre berørte departementer.Et forslag til utredningsprogram for regionalkonsekvensutredning for petroleumsvirksomhet iNordsjøen ble sendt på høring i juli 1998. Denregionale konsekvensutredningen for Nordsjøen somforventes å bli sendt på høring omkring årsskiftet1998 / 1999 vil være basert på temautredninger. Denregionale konsekvensutredningen vil omfatte følgendetemautredninger:

1a-e Infrastruktur, utslipp,overvåkningsundersøkelser og miljøtiltak(Separate rapporter for hhv. Tampen-,Oseberg-, Troll-, Frigg / Heimdal- ogSleipnerområdet.)

2 Utslipp til luft og sjø. Prognoser

3 Beskrivelse av influensområdet til havs og påland

4 Uhellsutslipp. Sannsynlighet, miljørisiko ogkonsekvenser

5 Regulære utslipp til luft. Konsekvenser

6 Regulære utslipp til sjø. Konsekvenser

7 Fiskerier og akvakultur. Konsekvenser iområdet 58oN - 62oN

8a-b Samfunnsøkonomiske konsekvenser (Separaterapporter for Tampenområdet ogSleipnerområdet)

Delrapport 2, 3, 4, 5 og 6 vil omfatte hele Nordsjøen.Konsekvensutredningen for Kvitebjørn er delvisbasert på ovennevnte utredningsarbeid.

��� $QQHW�ORYYHUNNedenfor er gitt en oversikt over samtykker /tillatelser som må innhentes fra myndighetene i løpetav planprosessen. Behovet for å innhente eventuelleandre tillatelser enn de som er nevnt, avklares tidligstmulig i planprosessen bl.a. gjennom behandling avutredningsprogram og konsekvensutredning.

ì Utslippstillatelse etter forurensningsloven.Myndighet er Statens forurensningstilsyn.

ì Tillatelse til å opprette sikkerhetssone /begrensningsområde etter forskrift omsikkerhetssoner m.v. Myndighet er Kommunal- ogregionaldepartementet.

ì Nødvendige samtykker etter forskrifter tilpetroleumsloven.

ì Tillatelser mht. brann- og eksplosjonssikkerhet vedilandføring av gass. Hjemmel er lov ombrannfarlige varer. Myndighet er Direktoratet forbrann- og eksplosjonsvern.

ì Forhåndsmelding til arbeidstilsynet etterarbeidsmiljøloven. Myndighet er Arbeidstilsynet.

�

� 8WWDOHOVHU�WLO�XWUHGQLQJV�SURJUDPPHW

Dette kapitlet sammenfatter høringsuttalelsene tilutredningsprogrammet samt at det gis kortekommentarer til disse. Til slutt gis en oversikt overstudier som ligger til grunn forkonsekvensutredningen.

��� 8WUHGQLQJVSURJUDPPHWForslag til program for konsekvensutredning forKvitebjørn ble sendt ut på høring 10 mars 1997.Følgende høringsinstanser fikk tilsendt programmetfra OED.

Departementer med underliggende etater:

ì Fiskeridepartementet. (forelagt Fiskeridirektoratet,Kystdirektoratet og Havforskningsinstituttet)

ì Kommunaldepartementet (forelagtOljedirektoratet)

ì Miljøverndepartementet (forelagt StatensForurensningstilsyn)

Kommuner og fylkeskommuner:

ì Hordaland fylkeskommuneì Sogn og fjordane fylkeskommuneì Bergen kommune.ì Fjell kommuneì Øygarden kommune

Organisasjoner:

ì Norges Fiskarlagì Norges Naturvernforbundì Natur og Ungdom.ì Miljøstiftelsen Bellona.ì Norges Miljøvernforbund

Høringsfrist ble av Olje- og energidepartementet satttil 21. april 1997. I avsnittene under oppsummereshovedpunktene i høringsuttalelsene. Det er gittfortløpende kommentarer til disse og en redegjørelsefor hvordan høringsuttalelsene er tatt hensyn til ikonsekvensutredningen. Kommentarene er skrevet ikursiv.

��� +¡ULQJVXWWDOHOVHU�RPVDPIXQQVPHVVLJH�IRUKROG

6RJQ�RJ�)MRUGDQH�I\ONHVNRPPXQH ber om at Fjordbase i Florø blir brukt som forsyningsbase, og videreat det må legges til rette for at lokale og regionalevirksomheter får leveranser til Kvitebjørn.

)RUV\QLQJVEDVH�IRU�.YLWHEM¡UQ�YLO�Y UH�HQ�EDVH�L%HUJHQVRPUnGHW���

%HUJHQ�NRPPXQH anmoder om at spørsmålet ominntrekningspunktet for gassrørledningen fraKvitebjørnfeltet ses i sammenheng med videreutvikling av Kollsnes og/eller Stureterminalen.Kommunen forutsetter at Kvitebjørn drives fraBergen.

%nGH�.ROOVQHV�RJ�6WXUH�HU�YXUGHUW�VRP�DOWHUQDWLYH��PRWWDNVDQOHJJ��'HUVRP�+HLPGDO�YHOJHV�YLO�6WXUHPRWWD�NRQGHQVDW�IUD�.YLWHEM¡UQ���6H�IRU¡YULJ�NDSLWWHO��GHU�DOWHUQDWLYHQH�HU�SUHVHQWHUW�'ULIWVRUJDQLVDVMRQHQ�HU�IRUXWVDWW�LQWHJUHUW�PHG�GHWHNVLVWHUHQGH�GULIWVPLOM¡�HQWHQ�L�%HUJHQVRPUnGHW�HOOHUL�6WDYDQJHU��(QGHOLJ�ORNDOLVHULQJ�YLO�EOL�IDVWODJW�QnUPRWWDNVDQOHJJ�HU�YDOJW���

�\JDUGHQ�NRPPXQH hadde ingen merknader tilprogrammet.

��� +¡ULQJVXWWDOHOVHU�RP�PLOM¡PHVVLJHIRUKROG

+DYIRUVNQLQJVLQVWLWXWWHW påpeker i sin uttalelse tilFiskeridepartementet nødvendigheten av at utslippenefra et felt må sees i sammenheng med nærliggendefelt. Det bes også om oversikter for de samledeutslipp av oppløste komponenter i produksjonsvannet.I tillegg til problemstillingene iutredningsprogrammet ønskes det en oppstilling avårlige mengder oppløste komponenter i det produsertevannet både fra Kvitebjørn og nærliggende felt.

3URGXVHUW�YDQQ�YLO�VDPPHQ�PHG�NRQGHQVDW�IUD.YLWHEM¡UQ�EOL�WUDQVSRUWHUW�WLO�PRWWDNVSODWWIRUP�RJVHSDUHUW�XW�KHU��9LGHUH�EHKDQGOLQJ���XWVOLSS�DYKHQJHUDY�KYLONHQ�SODWWIRUP�GHWWH�HU���2YHUVLNWHU�RYHUPHQJGHU�SURGXVHUW�YDQQ�RJ�RJVn�KYRU�EHKDQGOLQJ��XWVOLSS�YLO�EOL�IRUHWDWW�HU�UHGHJMRUW�IRU�L�NDSLWWHO����+HUHU�GHW�RJVn�JLWW�SURJQRVHU�IRU�XWVOLSS�EnGH�IUDPRWWDNVSODWWIRUPHQ�RJ�IUD�GHQ�UHJLRQHQ�GHQQHWLOK¡UHU�

3n�QnY UHQGH�WLGVSXQNW��ILQQHV�GHW�LNNH�WLOVWUHNNHOLJGDWD�RP�UHVHUYRDUPHVVLJH�IRUKROG�WLO�n�NXQQH�JLVSHVLILNNH�RYHUVLNWHU�RYHU�RSSO¡VWH�NRPSRQHQWHU�LSURGXVHUW�YDQQ��'HWWH�KDU�VDPPHQKHQJ�PHG�DW�HQ�LIRUELQGHOVH�PHG�EU¡QQWHVW�LNNH�ILNN�RSS�YDQQ��)RU�nDQVOn�PHQJGHU�DY�XOLNH�NRPSRQHQWHU�L�SURGXVHUW�YDQQIUD�.YLWHEM¡UQ�HU�GHW�WDWW�XWJDQJVSXQNW�L�SURGXVHUWYDQQ�IUD�+XOGUD��3URGXVHUW�YDQQ�IUD�+XOGUD�DQWDV�nKD�OLNQHQGH�VDPPHQVHWQLQJ�VRP�SURGXVHUW�YDQQ�IUD.YLWHEM¡UQ��

0LOM¡YHUQGHSDUWHPHQWHW (MD) sine uttalelser erbl.a. basert på SFTs kommentarer. MD påpeker atmomenter, omfang og disposisjon for programmet ertilfredstillende, men at mangler ved programmet førstog fremst knytter seg til uklarheter vedrørendedatagrunnlag og manglende helhetstenkning.

�

MD forutsetter at den regionalekonsekvensutredningen for Tampen blir oppdatertdersom denne skal nyttes som grunnlag for denfeltspesifikke konsekvensutredningen for Kvitebjørn.MD sier at utslippene må sees i sammenheng med dengenerelle, eksisterende forurensningssituasjon iområdet og at en enkelt utbygging ikke kan ses isolert.MD ber om at Statoil diskuterer hva utslippene iforbindelse med Kvitebjørn betyr som tillegg tileksisterende og planlagt miljøpåvirkning.

'HQ�UHJLRQDOH�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ�IRU�1RUGVM¡HQ�5.8�1RUGVM¡HQ��HU�XQGHU�XWDUEHLGHOVH�RJ�YLOIRUHOLJJH�UXQGW�nUVVNLIWHW����������'HQQH�YLO�RJVnRPIDWWH�7DPSHQUHJLRQHQ��2SSULQQHOLJ�YDU�SODQHQH�DW5.8�1RUGVM¡HQ�RJ�HQ�³IRUHQNOHW´��NRQVHNYHQVXWUHGQLQJ�IRU�.YLWHEM¡UQ�VNXOOH�OHYHUHV�LQQVDPWLGLJ��5.8�1RUGVM¡HQ�VNXOOH�RPIDWWH�EHVNULYHOVHDY�LQIOXHQVRPUnGHW�RJ�JHQHUHOOHPLOM¡NRQVHNYHQVYXUGHULQJHU��3n�JUXQQ�DY�IUDPVNM¡YHWLQQOHYHULQJVIULVW�IRU�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ�IRU.YLWHEM¡UQ�EOH�GHQQH�VDPRUGQLQJHQ�RJ�IRUHQNOLQJHQLNNH�PXOLJ��,��NDSLWWHO���HU�LPLGOHUWLG�XWVOLSSHQH�RJWLOK¡UHQGH�NRQVHNYHQVHU�GLVNXWHUW�EnGH�IRU.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ��DOWHUQDWLYH�PRWWDNVDQOHJJ�RJUHJLRQHU�

Det bes videre om at alternative utbyggings- ogdriftsløsninger må presenteres med realistiskekostnadsoverslag og at sentrale forutsetninger for deøkonomiske analysene må oppgis. Argumentasjon ogdokumentasjon bør være særlig grundig dersom denmiljømessig beste løsning ikke blir valgt.

.RQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ�HU�EDVHUW�Sn�HQ�DQEHIDOWXWE\JJLQJVO¡VQLQJ�IRU�IHOWLQVWDOODVMRQ��$OWHUQDWLY�VRPYDU�YXUGHUW�WLGOLJHUH�L�SURVMHNWIDVHQ�HU�NRUW�RPWDOW�LNDSLWWHO����$OWHUQDWLYH�PRWWDNVDQOHJJ�IRU�KKY��JDVV�RJNRQGHQVDW�HU�IRUHO¡SLJ�LNNH�YDOJW��'LVVH�DOWHUQDWLYHQHHU�XWUHGHW�EnGH�PKW��¡NRQRPLVNH��PLOM¡PHVVLJH�RJILVNHULPHVVLJH�NRQVHNYHQVHU��

MD ber videre om at spesielle følsomme ressurser iinfluensområdet må drøftes og det må presenteres et oppfølgende overvåkingsprogram av ressursene iområdet dersom disse bli påvirket av den planlagteutbyggingen.

,QIOXHQVRPUnGHW�WLO�.YLWHEM¡UQ�LQNOXGHUW�VSHVLHOWPLOM¡I¡OVRPPH�RPUnGHU�HU�EHVNUHYHW�L�NDSLWWHO���.YLWHEM¡UQ�HU�HW�JDVV���NRQGHQVDWIHOW�RJVDQQV\QOLJKHWHQ�IRU�DW�NRQGHQVDWUHVWHU�VNDO�NXQQH�QnN\VWHQ�YHG�HW�HYHQWXHOW�XKHOO�DQVHV�n�Y UH�PLQLPDO��8WRYHU�HNVLVWHUHQGH�RYHUYnNQLQJVSURJUDP�VRP�RPIDWWHUVHGLPHQWDQDO\VHU�L�Q UKHWHQ�DY�IHOWLQVWDOODVMRQHQ�RJSU¡YHU�IUD�YDQQV¡\OHQ�HU�GHW�LNNH�SODQODJW�\WWHUOLJHUHRYHUYnNLQJVSURJUDP��8WYLGHOVH�HOOHU�HQGULQJ�DY�GLVVHSURJUDPPHU�Pn�HYHQWXHOW�VNMH�IRU�KHOH�ROMHLQGXVWULHQVDPOHW��RJ�E¡U�GLVNXWHUHV�Sn�HW�VDPRUGQHW�QLYn��I�HNV�YLD�2/)��

MD er tilfreds med at det planlegges reinjeksjon avprodusert vann og brukte kjemikalier, men ber om atreinjeksjon av drenasjevann og annet avfall vurderes.

3URGXVHUW�YDQQ�RJ�NMHPLNDOLHU�YLO�L�KRYHGVDN�I¡OJHNRQGHQVDWVWU¡PPHQ�WLO�PRWWDNVDQOHJJ��%nGH�Sn*XOOIDNV�RJ�6WDWIMRUG�XQGHUV¡NHV�PXOLJKHWHQ�IRULQMHNVMRQ�DY�SURGXVHUW�YDQQ��3n�2VHEHUJ�IRUXWVHWWHVSURGXVHUW�YDQQ�EHKDQGOHW�L�UHQVHDQOHJJ��$YVNLPPHWROMH�IUD�GUHQDVMHYDQQ�YLO�EOL�YXUGHUW�UHLQMLVHUWVDPPHQ�PHG�ERUHNDNV��$YIDOO�HU�IRUXWVDWW�EHKDQGOHWSn�YDQOLJ�PnWH��6H�IRU¡YULQJ�NDSLWWHO����

For akutt uhell bør "worst case" studier og studier for"mest sannsynlige" typer uhell presenteres.

,�PLOM¡ULVLNR�RJ�EHUHGVNDSVDQDO\VHQ�IRU�.YLWHEM¡UQ�HUGHW�WDWW�XWJDQJVSXQNW�EnGH�L�ZRUVW�FDVH�RJ�PHVWVDQQV\QOLJH�W\SH�XKHOO��.RQVHNYHQVXWUHGQLQJHQUHGHJM¡U�IRU�UHVXOWDWHW�DY�PLOM¡ULVLNRDQDO\VHQ��

Selv om utslipp til luft antas å bli begrenset, bør deberegnede utslippene sees i sammenheng med andreutslipp fra petroleumsvirksomheten i området ogannen påvirkning av det mulige influensområdet. Alleaktiviteter som er en integrert del avpetroleumsvirksomheten bør inngå (supply- ogskytteltrafikk, drift av rørledninger) må inkluderes iutslippsberegningene og i analyser av bidrag til bådelokale, regionale og globale effekter.

8VOLSS�WLO�OXIW�HU�VHWW�L�VDPPHQKHQJ�PHG�XWVOLSS�IUDUHJLRQHQ�VRP�PRWWDNVLQVWDOODVMRQHQ�HU�HQ�GHO�DY�'HWWH�HU�RPWDOW�L�NDSLWWHO����

Kommentarer fra 6)7�som omhandler andre forholdenn det som er nevnt ovenfor, er gjennomgått under.

6)7 påpeker i sin uttalelse at formålet med åutarbeide konsekvensutredninger er å identifisereaktiviteter som vil kunne gi negativemiljøkonsekvenser, og beskrive tiltak som vil kunneredusere disse. Konsekvensutredningen bør reflektereom operatøren vil forplikte seg til å gjennomføre dissetiltakene.

1RHQ�DY�PLOM¡WLOWDNHQH�HU�LQNOXGHUW�L�O¡VQLQJHQ�IRUIHOWLQVWDOODVMRQ�RJ�U¡UOHGQLQJHU��'HWWH�HU�RPWDOW�LNDSLWWHO���RJ�GHOYLV�RJVn�L�NDSLWWHO�����0LOM¡WLOWDN�YHGGH�DOWHUQDWLYH�PRWWDNVDQOHJJHQH�HU�XQGHU�YXUGHULQJSn�GHWWH�WLGVSXQNWHW�L�SODQOHJJLQJVSURVHVVHQ��'HWWH�HUUHGHJMRUW�IRU�L��NDSLWWHO����(WWHU�DW�PRWWDNVDQOHJJ�HUYDOJW�YLO�GHW�EOL�IRUHWDWW�\WWHUOLJHUH�RSWLPDOLVHULQJPKW��UHGXNVMRQ�DY�VNDGHOLJH�XWVOLSS�WLO�VM¡�RJ�OXIW�

SFT ber spesielt om en oppdatering av utslippstallenefor VOC-utslipp og videre en vurdering av effekten avinnføring av lav-NOx-brennere selv om kraftbehoveter relativt lite. Kraftbehovet ved transport avbrønnstrømmen i rørledninger må inkluderes.Vurdering av i hvor stor grad utslipp avnitrogenoksider bidrar til forsuring av områder iSør-Norge bør inngå.�Utslippsestimater for CO2 ogNOX ved en eventuell reinjeksjon av kaks må utredes.

'H�VW¡UVWH�XWVOLSSHQH�DY�92&�VNMHU�L�IRUELQGHOVH�PHGE¡\HODVWLQJ��'HUVRP�6WDWIMRUG�RJ�*XOOIDNV�YHOJHV�VRPPRWWDNVDQOHJJ�IRU�NRQGHQVDW��YLO�NRQGHQVDWHW�EOL

�

E¡\HODVWHW��'HW�YLO�Y UH�LJDQJVDWW�WLOWDN�IRU�HQEHW\GHOLJ�UHGXNVMRQ�DY�92&�XWVOLSSHQH�L�IRUELQGHOVHPHG�E¡\HODVWLQJ�I¡U�.YLWHEM¡UQ�VHWWHV�L�SURGXNVMRQ��,NDSLWWHO���YLO�SURJQRVHU�IRU�92&�XWVOLSS�EOL�RSSJLWWEnGH�IRU�.YLWHEM¡UQ�RJ�IRU�7DPSHQRPUnGHW� 'HUVRP2VHEHUJ�YHOJHV��YLO�NRQGHQVDWHW�EOL�VHQGW�L�U¡UOHGQLQJLQQ�WLO�6WXUH�

%DVLVDOWHUQDWLYHW�HU�NUDIWRYHUI¡ULQJ�IUD�ODQG��QRH�VRPJM¡U�VS¡UVPnOHW�RP�EUXN�DY�ODY�12[�EUHQQHUHXDNWXHOW��9HG�JDVVPRWWDN�Sn�+HLPGDO�HU�LPLGOHUWLGHIIHNWHQ�DY�LQVWDOOHULQJ�DY�ODY�12[�EUHQQHUH�YXUGHUW�5HVXOWDWHQH�IUD�DQDO\VHU�DY�HYHQWXHOOHIRUVXULQJVYLUNQLQJHU�HU�RJVn�SUHVHQWHUW�L�NDSLWWHO���8WVOLSSVHVWLPDWHU�YHG�UHLQMHNVMRQ�DY�NDNV�HU�DQVOnWW�LNDSLWWHO��.

SFT forventer at innsatsen for å redusere utslipp tilluft fra petroleumsaktiviteten i Tampenområdet blirøkt betydelig og videre at dette reflekteres ikonsekvensutredningen.

'HQ�UHJLRQDOH�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ�IRU�1RUGVM¡HQYLO�LQQHKROGH�HQ�GHOUDSSRUW�RP�JMHQQRPI¡UWH�RJSODQODJWH�PLOM¡WLOWDN��L��EO�D��7DPSHQUHJLRQHQ.+RYHGSXQNWHU�KHUIUD�HU�RSSVXPPHUW�LNRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ��VH�NDSLWWHO�����

Mht. utslipp av produsert vann bør eventuellelangtidseffekter av utslipp vurderes, og i densammenheng bør nye forskningsresultater benyttes.SFT ber Statoil om å legge stor vekt på å utredemulighetene for reinjeksjon av produsert vann, for ommulig å unngå utslipp av olje- og kjemikalier medvannet.

,�NDSLWWHO���HU�EHVNULYHOVHQ�DY��NRQVHNYHQVHU�DYXWVOLSS�DY�SURGXVHUW�YDQQ�RSSVXPPHUW�Sn�JUXQQODJDY�GHW�DUEHLGHW�VRP�HU�JMRUW�L�2/)V�JUXSSH�IRUSURGXVHUW�YDQQ���0XOLJKHWHQ�IRU�UHLQMHNVMRQ�DYSURGXVHUW�YDQQ�VRP�I¡OJHU�NRQGHQVDWHW�HU��XWUHGHW�Sn6WDWIMRUG�RJ�*XOOIDNV��3n�2VHEHUJ�IRUXWVHWWHV�UHQVLQJDY�SURGXVHUW�YDQQ��

Programmet for fjerning av brønnrammer bør ogsåinkludere rørledninger.

,�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ�HU�JHQHUHOOH�YXUGHULQJHUNQ\WWHW�WLO�IMHUQLQJVSUREOHPDWLNNHQ�UHGHJMRUW�IRU��VHNDSLWWHO���

SFT ber om at akutte utslipp av kondensat må utredesslik at resultatene kan danne grunnlag forberedskapsplanlegging.

6DQQV\QOLJKHWHQ�IRU�DNXWW�XWVOLSS�DY�NRQGHQVDW�HUEHVNUHYHW�L�PLOM¡ULVLNR��RJ�EHUHGVNDSVDQDO\VHQ�5HVXOWDWHU�KHUIUD�HU�LQNOXGHUW��L�YXUGHULQJHU�DYNRQVHNYHQVHU�YHG�HW�DNXWW�XWVOLSS�

SFT ber om at konsekvensutredninger omfatter enbeskrivelse av planlagte aktiviteter i forbindelse medavfallsminimering og avfallsdisponering.

'HWWH�HU�LQNOXGHUW�L�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ��VH��NDSLWWHO���RJ����

Ved produksjonsboring bør muligheten forreinjeksjon av borekaks istedenfor ilandføringvurderes.

$OWHUQDWLY�PHG�UHLQMHNVMRQ�DY�ERUHNDNV�LVWHGHQIRULODQGI¡ULQJ�HU�YXUGHUW�RJ�LQQJnU�VRP��EDVLVO¡VQLQJ��

Avslutningsvis sier SFT at følgen avkonsekvensutredningen bør være en forpliktende listeover tiltak operatøren har bestemt seg for ågjennomføre. Eventuelle utslippsreduksjoner somikke planlegges gjennomført må begrunnes grundig.SFT ser det som viktig at det er en sammenhengmellom vurdering av konsekvensene aktivitetene harpå miljøet og de oppfølgende miljøundersøkelsene.Konsekvensutredningen bør inneholde en skisse avhvordan naturressurser og organismer som er spesieltutsatt for forurensning fra virksomheten skal følgensopp gjennom miljøovervåkingsprogrammene.

,�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ�HU�GHW�UHGHJMRUW�IRURSSI¡OJLQJVWLOWDN�RJ�SODQHU�IRU�PLOM¡RYHUYnNQLQJ�Sn.YLWHEM¡UQ��VH�NDSLWWHO����'HW�HU�RJVn�UHGHJMRUW�IRUSODQODJWH�PLOM¡XQGHUV¡NHOVHU�L�7DPSHQRPUnGHW�RJ�IRUSURJUDPPHQH�IRU�NRQWLQXHUOLJ�RYHUYnNQLQJ�DYVHGLPHQWHU�UXQGW�LQVWDOODVMRQHQH�RJ�DY�YDQQV¡\OHQ�

��� +¡ULQJVXWWDOHOVHU�RPILVNHULPHVVLJH�IRUKROG

Fiskeridepartementet har forelagtkonsekvensutredningsprogrammet forFiskeridirektoratet, Havforskningsinstituttet ogKystdirektoratet. De miljømessige og biologiskesidene som Havforskningsinstituttet har uttalt seg iforhold til, er omtalt i forrige kapittel.

)LVNHULGLUHNWRUDWHW forventer atkonsekvensutredningen gir en akseptabel beskrivelseav de fiskerimessige forhold i relasjon til såvel denneutbyggingen som til eksisterende infrastruktur i dettotale utbyggingsområdet.

.DSLWWHO���RP�ILVNHULPHVVLJJH�NRQVHNYHQVHU�RPIDWWHUHQ�EHVNULYHOVH�DY�ILVNHULDNWLYLWHW�RJ�IDQJVWHU�LUHOHYDQWH�RPUnGHU��.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ�HU�VHWW�LVDPPHQKHQJ�PHG�HNVLVWHUHQGH�XWE\JJLQJ�L7DPSHQRPUnGHW��

Det bes om redegjørelse for den totale utbygging avKvitebjørnfeltet, dvs, hvilke innretninger som blirutplassert med posisjonsbeskrivelse og videre hvilkealternativer for gass og kondensattransport somvurderes og hvilken løsning som vil gi minstpåvirkning for fiskeriinteressene i området. Detforventes videre en akseptabel analyse avfiskeriaktiviteten og fangstpotensialet i området.

�

Ulemper for fiskeri-aktiviteter som følge avanleggsaktivitetene og utplassering av installasjoner,spesielt utplassering og tildekking av rørledninger måutredes. Mht. avvikling av feltinstallasjoner må det iden videre saksgang avklares hvilke installasjonerdette gjelder for.

$OOH�GLVVH�IRUKROG�HU�GHNNHW�L��NRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ�VH�NDSLWWHO����

.\VWYHUNHW ber om nærmere angivelse avrørledningstrasé for det alternativet som går inn tilKollsnes, spesielt i indre farvann ref. Kystverketsansvarsområde (Havne og farvannsloven).

'HWWH�IUDPJnU�DY�NDSLWWHO���

I tillegg til kommentarene fra disse instansene ber)LVNHULGHSDUWHPHQWHW om at de økonomiskekonsekvenser for oppdrettsnæringen ved akutteutslipp utredes. Utredningen forutsettes å omfattebåde rent bedriftsøkonomiske konsekvenser for etnormalanlegg og renommé-effekten (eventuellenegative effekter på etterspørselen etter laks, ørret ogandre akvakulturprodukter).

.YLWHEM¡UQ�HU�HW�JDVV���NRQGHQVDWIHOW��RJVDQQV\QOLJKHWHQ�IRU�DW��NRQGHQVDWUHVWHU�VNDO�NXQQH�QnODQG�L�WLOIHOOH��HW�DNXWW�XWVOLSS�HU�VY UW�PDUJLQDO��'HWWHHU�RPWDOW�L��NRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ��,�GHQ�UHJLRQDOHNRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQ�IRU�1RUGVM¡HQ�HU�¡NRQRPLVNHNRQVHNYHQVHU�YHG�HW�HYHQWXHOW�DNXWWXWVOLSS�XWUHGHW��

6RJQ��RJ�)MRUGDQH�I\ONHVNRPPXQH mener at det vedvalg av utbyggingsalternativ må tas hensyn tilfiskeriinteressene ved å minimere skadevirkningenemht. arealbeslag.

9HG�YXUGHULQJ�DY�DOWHUQDWLYH�PRWWDNVDQOHJJ�YLOKHQV\QHW�WLO�ILVNHULLQWHUHVVHQH�Y UH�HW�DYYXUGHULQJVNULWHULHQH�

��� +¡ULQJVXWWDOHOVHU�RPVLNNHUKHWVPHVVLJH�IRUKROG�RJROMHYHUQEHUHGVNDS

.RPPXQDOGHSDUWHPHQWHW har forelagtutredningsprogrammet for Oljedirektoratet. Detforutsettes at Statoil selv iverksetter eventuellebeskyttelsestiltak i forbindelse med plassering avundervannsinnretninger og legging av rør.

6RJQ��RJ�)MRUGDQH�I\ONHVNRPPXQH�ser det somviktig at tilgjengelig oljevernkompetanse i fylket blirbenyttet til en god måte.

'HWWH�HU�JHQHUHOOH�IRUKROG�VRP�YLO�EOL�RPWDOW�LIRUELQGHOVH�PHG�GHQ�UHJLRQDOH�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJHQIRU�1RUGVM¡HQ�

��� *UXQQODJVVWXGLHUListen under angir hvilke spesifikke undersøkelser ogstudier som er gjennomført i forbindelse medkonsekvensutredningen for Kvitebjørn.

ì Miljørisiko- og beredskapsanalyse for Kvitebjørn(blokk 34/11) Boring og produksjon

ì Samfunnsmessige virkninger avKvitebjørnutbyggingen

ì Beskrivelse av influensområdet og sårbareressurser for Kvitebjørnutbyggingen

ì Utslipp og miljømessige konsekvenser avKvitebjørnutbyggingen

ì Fiskerimessige konsekvenser avKvitebjørnutbyggingen

Følgende rapportutkast som er utarbeidet i forbindelsemed den regionale konsekvensutredningen forNordsjøen, er benyttet som grunnlag forkonsekvensutredningen:

ì Infrastruktur, utslipp, overvåkningsundersøkelserog miljøtiltak for Tampenområdet

ì Utslipp til luft og sjø. Prognoser

ì Beskrivelse av influensområdet til havs og på land

ì Uhellsutslipp. Sannsynlighet, miljørisiko ogkonsekvenser

ì Fiskerier og akvakultur. Konsekvenser i området58oN - 62oN

�

� 6DPPHQGUDJ�DY�38'�RJ3$'

I forbindelse med Kvitebjørnutbyggingen er detutarbeidet plan for utbygging og drift (PUD) somomfatter selve feltinstallasjonen. PUD beskriver Itilllegg modifikasjoner på de alternativemottaksinstallasjoner i Nordsjøen. Det er videreutarbeidet plan for anlegg og drift (PAD) for gass- ogkondensatrørledninger mellom Kvitebjørn ogalternative mottaksanlegg. Dette kapitlet er etsammendrag av disse planene.

PAD er også utarbeidet for landanleggsutvidelser påKollsnes som er et av de to alternative mottaksanleggfor rikgass fra Kvitebjørn. Planen er omtalt iKonsekvensutredning Utvidelser av anleggene påKollsnes, Mongstad og Kårstø for Kvitebjørn ogHaltenbanken Sør, og omtales ikke her.

Formålet med PUD og PAD er å gi rettighetshavernedet nødvendige grunnlag for å vedta utbygging avKvitebjørn samt å få myndighetenes samtykke tilutbygging og drift av feltet�

��� .YLWHEM¡UQIHOWHW Kvitebjørn er et gasskondensatfelt som ligger i blokk34/11, om lag 20 km sørøst for Gullfaksfeltet og 130km vest av utløpet av Sognefjorden.

Brage

Heimdal

Troll

Gullfaks

Oseberg

Huldra

Statfjord

Frøy

Hild

Veslefrikk

Murchison

Frigg

Snorre

Visund

33ı

34 35

3

29ı

30 31

36

32

2ı

3ı 1ı 2ı 3ı 1ı 2ı 3ı 1ı 2ı

8ı

8ı

6ı

4ı 5ı 6ı 4ı 5ı 6ı 4ı 5ı13ı

8ı 19ı

9ı

7ı 8ı 9ı 7ı 8ı 9ı 7ı 8ı

24ı

12ı

10ı 11ı 12ı 10ı 11ı 12ı 10ı 11ı29ı

4ı

3ı

1ı 2ı 3ı 1ı 2ı 3ı 1ı 2ı

9ı

4ı 5ı 6ı 4ı 5ı 6ı 4ı 5ı14ı 15ı

19ı 20ı

7ı

8ı 9ı 7ı 8ı 9ı 7ı 8ı9ı

24ı 25ı

10ı

11ı 12ı 10ı 11ı 12ı 10ı 11ı 12ı29ı 30ı

4ı 5ı

1ı 2ı 3ı 1ı 2ı 3ı 1ı 2ı 3ı

9ı 10ı

6ı

5ı 6ı14ı

2ı00ı 3ı00ı 4ı00ı 5ı0

0ı00ı

1ı00ı

6

6

Kvitebjørn

St

K

�6

�7�

�

5 km0

Kvitebjørn

Nøkken

34/11

PL193

)LJXU�����2PUnGHNDUW

Feltet ligger nær eksisterende feltinstallasjoner somGullfaks, Oseberg, Statfjord og Troll. Vanndypet vedplanlagt plattformlokasjon er om lag 190 m.

��� /LVHQVIRUKROG�RJ�UDPPHYLONnUBlokk 34/11 omfattes av utvinningstillatelse 193 somble tildelt i 14 runde den 10 september 1993 medStatoil som operatør. Rettighetshaverne iutvinningstillatelsen er:

7DEHOO�����(LHUDQGHOHU

5%Elf Petroleum Norge AS

15%Norsk Hydro Produksjon A/S

80%Den norske stats oljeselskap a.s. (operatør)

$QGHO6HOVNDS

Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) er40 %.

En forutsetning for Kvitebjørn feltutvikling er at myndighetene tildeler Kvitebjørn ansvar for leveranseav gass under en salgskontrakt.

Ved å utnytte ledig prosesserings- og transport-kapasitet i nærliggende infrastruktur forventes envesentlig reduksjon i utbyggingskostnadenesammenliknet med et frittstående utbyggingskonsept.

Gullfaks, Heimdal, Oseberg, Statfjord og Kollsnes ervurdert som alternative tilknytningspunkter forproduktstrømmene fra Kvitebjørn. Noe endelig valgav mottakssted er ikke gjort og vil først kunnebesluttes når det tekniske og kommersielle grunnlageter etablert.

Kommersielle avtaler for prosessering og transport vilsluttføres i løpet av våren 1999. Kvitebjørnrettighetshaverne vil derfor utarbeide ettilleggsdokument til Plan for utbygging og drift, sombeskriver kommersielle forhold. Dettetilleggsdokumentet vil bli oversendt myndighetenevåren 1999.

��� /HWHKLVWRULH�RJ�UHVHUYHUDet er boret totalt tre letebrønner iUtvinningstillatelse 193. To brønner er boret påKvitebjørnstrukturen og en brønn er boret på enstruktur nordvest i blokken kalt Nøkken 34/11-2S.Kvitebjørn ble oppdaget i 1994 med brønn 34/11-1.Se figur 3.1

�

Den første brønnen, 34/11-1, påviste i 1994 etgassreservoar i Brentgruppen på om lag 4.000 m dyp.Det ble påvist høyt trykk og høy temperatur ireservoaret.

Datainnsamlingen fra den andre letebrønnen påKvitebjørn, 34/11-3T2, bekreftet i 1997 samme trykk-og fluidsystem som i brønn 34/11-1. Brønnen påtraffikke kontakten mellom gass og vann, men fant gassdypere enn den påviste gass-vannkontakten i brønn34/11-1.

Brønn 34/11-2S ble boret i 1996 på Nøkken. Brønnenpåviste 2,5 GSm3 utvinnbar gass og 1,5 MSm3

kondensat i Brentgruppen. Hydrokarbonene iBrentgruppen har to trykk- og fluidsystemer.Utvikling av Nøkken er ikke inkludert i denne plan forutbygging og drift av Kvitebjørn.

De forventede tilstedeværende volumene i de påvistesegmentene (S1-S4) er 82,2 GSm3. De riskedeforventede tilstedeværende volumene for både påvistesegmenter og sannsynlige segmenter (S5-S11) erestimert til 114,0 GSm3.

��� 8WYLQQLQJVVWUDWHJL�Trykkavlastning anbefales som dreneringsstrategi forKvitebjørn. Det planlegges boret 9 brønner i depåviste segmentene der 4 brønner skal være boret førproduksjonsstart, og de resterende blir boretfortløpende etter produksjonsstart. I tillegg vil det bliboret en brønn i S8, det største segmentet som ikke erpåvist. Det vil også bli boret en kaksinjeksjonsbrønn.

)LJXU������$OORNHUEDUW�SURGXNVMRQVSURILO

Utvinnbare gass- og kondensatmengder fra de påvistesegmentene, S1 - S4, er estimert til 54,4 GSm3 gass,21,2 MSm3 kondensat og 0,42 Mtonn LPG. Det er idette estimatet forutsatt at gassen fra Kvitebjørnprosesseres på Kollsnes, og at ustabilt kondensatprosesseres på Statfjord B.

Designrate er 6 GSm3 gassleveranse i året. På grunnav manglende brønnkapasitet ved produksjonsstart vilmaksimum produksjonsrate det første året være 4

GSm3/år. Inklusive første året med redusert rate vilplatålengden for de påviste mengdene være 6 år, og den tekniske levetiden være 26 år.

Kvitebjørn har et betydelig oppsidepotensiale medreserver fra de omkringliggende segmentene S5 - S11.Forventede utvinnbare reserver, med S5 - S11inkludert, er om lag 68 GSm3 gass og 26,5 MSm3kondensat.

Det er og identifisert en mulig økning i de utvinnbarereservene fra de påviste segmentene på om lag 5GSm3 gass og 1 MSm3 kondensat ved å redusereminimum brønnhodetrykk fra 110 til 80 bar når feltetgår av topproduksjon.

Brønnene på Kvitebjørn klassifiseres i borefasen somhøyt trykk høy temperatur (HPHT) brønner. Detteinnebærer at det settes spesielle krav til borerigg,boreutstyr, personell og prosedyrer.

Ni produksjonsbrønner planlegges boret i det påvisteområdet. Alle brønnene vil først bli boret ned til omlag 1.100 m slik at både 30” lederør og 20” foringsrører installert og sementert. Boringen av disse toseksjonene vil bli utført med vannbasert slam, videreboring vil bli gjort med oljebasert slam.

Fire produksjonsbrønner vil bli boret og ferdigstilt førgassproduksjonen startes. Boringen av de resterendebrønnene vil skje samtidig med at det produsereshøytrykks gass. Dette vil kreve spesielle prosedyrerog sikkerhetsmessige tiltak for operasjonene som skalutføres.

��� $QEHIDOW�XWE\JJLQJVO¡VQLQJEn rekke forskjellige utbyggingskonsepter er vurdertfor Kvitebjørn både i feltevalueringsstudien i 1996 ogi konseptstudiene i 1998. Ulike alternativer mht. omboring skal skje fra separat borerigg eller fraplattformen, om plattformen skal være bemannet ellernormalt ubemannet og undervannsutbygging versusplattform her vært vurdert. Tilsammen 5 konsepterder alle bygde på satelittfilosofien ble evaluert.Konseptevalueringen konkluderte med at en bemannetplattform med full borepakke ville gi den sikreste ogmest kostnadseffektive løsningen for Kvitebjørn.

Kvitebjørn vil bli bygget ut med en integrertproduksjonsinnretning med en enkel prosess somskiller gass og kondensat for transport i separaterørledninger. Gass og kondensat er planlagt overført irørledninger til mottaksanlegg for videre behandlingtil salgsprodukter. Innretningen vil bli utstyrt medinnløpsseparator, gasskjøler, væskeutskiller ogrørslusefasiliteter og blir designet med en maksimaleksportkapasitet på 20 MSm³/dag med gass og 12.240m³/dag med kondensat. Det høye reservoartrykketnyttes til å føre gass og kondensat fram tilmottaksstedene. Det vil derfor være minimalt behovfor roterende utstyr på plattformen.

�

)LJXU�����$QEHIDOW�XWE\JJLQJVO¡VQLQJ

Kvitebjørninstallasjonen utstyres med full borepakkeog boligkvarter. Alle brønner planlegges boret fraplattformen. Dette medfører at plattformen fra augustår 2001 til oktober år 2002 kun vil bli benyttet tilbrønnboring, før leveranser starter. I løpet av år 2004vil den planlagte boreperioden være over ogvirksomheten går over i en ren driftsfase. Deler avboreutrustningen kan da eventuelt fjernes frainstallasjonen. Plattformen vil i utgangspunktet værebemannet, men ha mulighet for fjernstyrt drift seint ifeltets levetid.

��� 5¡UOHGQLQJHU�RJ�PRWWDNVDQOHJJ�Gullfaks C, Oseberg C og Statfjord B er vurdert somalternative mottakssteder for kondensatet fraKvitebjørn. For gass er aktuelle mottaksstederHeimdal og Kollsnes. Noe endelig valg avmottakssted er ikke gjort og vil først kunne besluttesnår det tekniske såvel som det kommersiellegrunnlaget er etablert. Under redegjøres kort foralternative rørledninger og mottaksanlegg. Figuren påneste side viser alternative rørledningstrasèer.

.RQGHQVDWU¡UOHGQLQJ�.YLWHEM¡UQ�����6WDWIMRUG�%

Rørledningen er designet for et ustabilt kondensatvolum på 12000 Sm3/d, og vil ha en indre diameter på11". Dette er basert på at ledningen vil opereres medet eksporttrykk fra Kvitebjørn på 130 bar, og etankomsttrykk på Statfjord B på 75 bar. Rørledningenstotale lengde er 40 km. For å hindre voks- oghydratdannelse under normal drift, vil rørledningen

isoleres. I tillegg legges det til rette for direkteelektrisk oppvarming av rørledningen.

.RQGHQVDWU¡UOHGQLQJ�.YLWHEM¡UQ����*XOOIDNV�&

Rørlengden fra Kvitebjørn til Gullfaks C er 20 km. Enindre diameter på 10" er valgt. Dette er basert påeksporttrykk fra Kvitebjørn på 130 bar (separatorbetingelser), og et ankomsttrykk på Gullfaks C på 75bar. Designvolumet er 12000 Sm3/d ustabiltkondensat. Det legges opp til en isolert rørledningmed mulighet for direkte elektrisk oppvarming for åhindre voks- og hydratdannelse.

.RQGHQVDWU¡UOHGQLQJ�.YLWHEM¡UQ����2VHEHUJ�&

Rørledningen fra Kvitebjørn til Oseberg C er 55 kmlang og er designet for et volum på 12000 Sm3/dustabilt kondensat. Indre diameter vil være 12" basertpå et eksporttrykk fra Kvitebjørn på 190 bar og etankomsttrykk på Oseberg C på 150 bar. Dette krevertrykkøkning av kondensatet på Kvitebjørn. For å sikretilstrekkelig tid før nedkjøling til hydrat- ogvoksdannelsestemperatur, kreves svært god termiskisolasjon av rørledningen. Dette oppnås ved å benytteet "rør-i-rør" konsept (rør i bærerør). Utvendigdiameter på bærerøret er 18". Muligheten for også herå benytte elektrisk oppvarming i stedet for rør-i-rør konsept er under utredning.

*DVVU¡UOHGQLQJ�.YLWHEM¡UQ����.ROOVQHV

Rørledningen er 142 km (148 km inkludertlandfallsrøret) og har en indre diameter på 620 mm.Dette gir tilnærmet en ytre diameter på 26".Eksporttrykket fra Kvitebjørn vil være omtrent 130bar. Ankomsttrykket på Kollsnes vil være 92 bar foret hydraulisk designvolum på 19,3 MSm3/d. Gassener på duggpunktet ved 130 bar som tilsvarereksporttrykket fra Kvitebjørn. Dette betyr at væskeutkondenseres ved transport og rørledningen opereresi flerfase. For å hindre hydratdannelse injiseres glykolkontinuerlig.

*DVVU¡UOHGQLQJ�.YLWHEM¡UQ����+HLPGDO

Hydraulisk design volum er 19,3 MSm3/d ogrørledningen designes for flerfase transport. Indrediameter er 671 mm som gir en tilnærmet ytrediameter på 28". Rørledningen er 170 km lang.Eksporttrykket fra Kvitebjørn vil være omtrent 130bar, tilsvarende duggpunktet, og ankomsttrykket påHeimdal vil være100 bar. Glykol vil injisereskontinuerlig for å hindre hydratdannelse.

$OWHUQDWLYH�PRWWDNVDQOHJJ

Heimdal og Kollsnes vurderes som tilknytningspunktfor gassen fra Kvitebjørn.

Ved tilknytning til Heimdal vil gassen bli tørket førvideresending gjennom Statpipe og Norpipe tilkontinentet som salgsgass. Assosiert væske sendesenten i eksisterende rør inn i Forties-systemet eller viasammenkopling med Frostpipe til Sture via Oseberg.

�

)LJXU�����8OLNH�U¡UOHGQLQJVDOWHUQDWLYHU

Ved tilknytning til Kollsnes vil gassen tørkes ogeksporteres. Nytt NGL-ekstraksjonsanlegg påKollsnes planlegges utbygd og mellomproduktenesendes til Vestprosessanleggene på Mongstad forfraksjonering i propan, butan og nafta. Et annetalternativ er å sende mellomproduktene til Sture forbehandling der.

��� 'ULIW�RJ�YHGOLNHKROGDriftsorganisasjonen for Kvitebjørn vil være enselvstendig driftsenhet underlagt Statoilsresultatområde Gass produksjon og transport (GPT).Driftsorganisasjonen skal ta hånd om oppgaverknyttet til feltets daglige drift og vedlikehold.

��

Overvåking og kontroll av Kvitebjørn plattformen vilskje fra sentralt kontrollrom Alle relevantefeltsignaler og data vil være tilgjengelig forkontrollromsoperatør. I samarbeid medtilknytningsanleggene vil Kvitebjørn etablerekontroll- og kommunikasjonssystem, samt prosedyrerfor nedstengninger.

Statoils krav til sikkerhet, driftsregularitet ogvedlikehold vil gjelde for Kvitebjørn plattformen.

Valg av tekniske løsninger og utstyr skal baseres pålivsløpskostnader (LCC), hvor det tas hensyn til bådeinvesterings-, drifts- og regularitetskostnader. I dentekniske løsningen søkes lav systemkompleksitet ogutstyrsmengde, med utforming og tilrettelegging forvtilkomst og gjennomføring av vedlikehold samtmaterialhåndtering. Standardisering gjennomføres derdette er kostnadseffektivt. Revisjonsstanserplanlegges utført årlig og koordinert medtilknytningsanleggene.

Forsyning av Kvitebjørn vil komme fra enforsyningsbase i Bergensområdet.

��� +HOVH��PLOM¡�RJ�VLNNHUKHWHensynet til HMS har stått sentralt ved utformingenav de tekniske løsninger for Kvitebjørn og vil være etviktig element ved utbygging og drift. Det er etablertet HMS-program med mål, krav og strategi.

Det overordnede HMS-målet for utbygging og drift avKvitebjørn er at virksomheten ikke skal forårsakeulykker, skade, tap, yrkesrelaterte sykdommer ellernegative langtidseffekter på ytre miljø. Det er utførten konseptrisikoanalyse med tilhørende kvalitativsikkerhetsvurdering. Analysen viser at konseptettilfredstiller relevante kriterier for risiko. Faser medsamtidig boring og produksjon vil bli viet spesielloppmerksomhet i det videre utviklingsarbeidet.

Utslippene til sjø fra Kvitebjørnplattformen vil værebegrensede. Produsert vann vil etter planen blibehandlet på kondensat mottakssted.Reservoarenergien vil bli benyttet til å føre gassen ogvæskefasen fram til mottakssted. Det er derfor ikkebehov for et eget kompresjonsanlegg for eksport avgass på Kvitebjørninstallasjonen. Utslipp avklimagasser skjer hovedsakelig ved mottaksanleggenefor gass og kondensat som behandler og videresenderproduktene. Utslippene er marginale sammenlignetmed eksisterende utslipp.

��� 1HGVWHQJQLQJ�RJ�IMHUQLQJ�DYLQVWDOODVMRQHQH

Etter at feltet er nedstengt vil brønnene bli permanenttilbakeplukket og fjernet i henhold til forskriftene.Plattformen forutsettes fjernet ved hjelp av løftefartøy

og brakt til land. Rørledningene vil i henhold tilmyndighetskrav enten tildekkes eller fjernes

���� ,QYHVWHULQJV��RJ�GULIWVNRVWQDGHUBasis for de oversikten under er en løsning medgassen til Kollsnes og kondensatet til Statfjord B.Kollsnesalternativet forutsetter NGL ekstraksjon fraår 2002. De totale utbyggingskostnadene forKvitebjørnutbyggingen medio November 1998 erberegnet til 8,7 mrd. 1998 kr. Tabellen under viserfordeling av investeringene.

7DEHOO�����,QYHVWHULQJHU�IRU�EDVLVDOWHUQDWLYHW

�6XP

420Gassmottak* (landfall +)

520Kondensatmottak

1113Gassrør

814Kondensatrør

900Boring

240Elektrisk kabel

995Understell

3728Dekksanlegg

���������������������,QYHVWHULQJHU�L�PLOO�������NU

�$QGHO�DY�LQYHVWHULQJHQH�VRP�EOLU�EHODVWHW��.YLWHEM¡UQ

Årlige driftskostnader vil være i størrelsesorden 210mill.1998 kr for drift av feltinstallasjonen og 17 mill.1998 kr for drift av rørledninger og mottaksanlegg. Itillegg kommer tariffer for behandling av gass ogkondensat på mottaksanlegg. Totale driftskostnaderover feltets levetid er estimert å være 6 025 mill. 1998kr eksklusive tariffer.

Med basis av kun volumene i sentralområdet viløkonomisk levetid for Kvitebjørn være16 år.

���� 2UJDQLVHULQJ�RJ�JMHQQRPI¡ULQJKommersielle forhandlinger pågår med Gullfaks-,Heimdal- Oseberg-, Statfjord- og Troll-lisensene forå avklare kommersielle vilkår for bruk avprosesserings- og transportkapasitet. Forhandlingenevil danne grunnlaget for valg av tilknytningspunkt forgassen og kondensatet fra Kvitebjørn. Forhandlingeneforventes sluttført innen gassallokering.

Utøvelsen av Statoils operatøransvar for planleggingog utbygging av Kvitebjørn blir ivaretatt av endedikert organisasjonsenhet, Kvitebjørnprosjektet.Prosjektteamet er sammensatt av personell fraselskapets fag-, utbyggings- og driftsmiljøer.

Prosjektering, bygging, installering og uttesting vil bliutført i nært samarbeid med leverandører. Det er lagtvekt på at erfarent driftspersonell skal delta i allefaser av prosjektet.

��

)LJXU�����+RYHGSODQ�IRU�.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ

Forsynings- og basetjenester og beredskap vil blisamordnet med andre organisasjonsenheter i Statoil.Hovedmilepeler og hovedaktiviteter fremgår avprosjektets gjennomføringsplan figur over. Planenforutsetter gassallokering innen juli 1999 og start avkommersielle leveranser 1.10.2002.

���� 2PUnGHYXUGHULQJDet finnes tilleggsvolumer i og nær blokk 34/11 bådei form av funn og prospekter som gjennom det valgteutbyggingskonseptet kan utvikles viaKvitebjørn-plattformen på en kostnadseffektiv måte.Plattformen har 16 brønnslisser hvorav 10 erdisponert for det påviste området av Kvitebjørn.Plattformen er forberedt på boring og har mulighet forsidesteg og flergrensboring. I tillegg er det planlagt 2ekstra stigerør og 4 ekstra J-rør. Dette regnes for åvære tilstrekkelig til å motta produksjon fraomliggende funn og prospekt. De størstetilleggsvolumene vil kunne komme fra segmentene S5-S11 og Gammastrukturen inklusive Mats-segmentet.

Segmentene S5 - S11 er ikke påviste reserver med høyfunnsannsynlighet som ligger innenforKvitebjørnstrukturen. Disse vil bli utforsket ogeventuelt drenert ved plattformboring. Det sammegjelder Kvitebjørn Nord-prospektene.

Gammastrukturen ligger vest for Kvitebjørn og overgrenselinjen til utvinningstillatelse 050, og kan ved

kommersielt funn utvikles som satellitt til Kvitebjørn.Avstanden fra Kvitebjørn tilsier at det vil værefordelaktig å utvikle disse reservene ved hjelp av enegen innstallasjon. Infrastruktur som etableres avKvitebjørn i form av prosessanlegg, gass- ogkondensatrør, vil imidlertid kunne gi en muligsamordningsgevinst.

���� 9LGHUH�EHDUEHLGLQJ�DYXWE\JJLQJVO¡VQLQJ

I løpet av første halvår 1999 vil utbyggingskonseptetdetaljprosjekteres i samarbeid med valgtehovedleverandører. Valg av mottakssteder for gass ogkondensat vil føre til optimalisering av utstyr påKvitebjørninstallasjonen De viktigste identifiserte,mulige endringene er knyttet til:

ì valg av hydratkontrollstrategi for kondensatrørì plassering av kondensatmålingì behandling av produsert vannì metode for H2S-fjerningì elkraftleveranse fra tredjepartsinstallasjonì behov for raske nødavstengningsventiler (HIPPS)

Eventuelle vesentlige endringer i konseptet vil blibeskrevet i et tilleggsdokument til denne Plan forutbygging og drift og oversendt myndighetene i løpetav våren 1999.

��

1998 1999 2000 2001 2002

J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D

1 1 24.11.98

38'�RJ�JDVVDOORNHULQJ

Plan for utbygging og drift

Plan for anlegg og drift (rørledninger)

Gassallokering

8WE\JJLQJVNRQVHSW

Konsept evaluering og valg

Konseptdefinering

Forprosjektering og prosjektforberedelse

3URVMHNWJMHQQRPI¡ULQJ

Prosjektering og anskaffelser

Tildeling hovedkontrakt

Fabrikasjon plattform

Fabrikasjon borepakke

Plattform ferdigstillelse

Prosjektering og fabrikasjon understell

Offhore installasjon

Ferdigstillelse

%RULQJ

*DVVU¡UOHGQLQJ

.RQGHQVDWU¡UOHGQLQJ

0RGLILNDVMRQHU�PRWWDNVVWHG

6WDUW�NRPPHUVLHOOH�OHYHUDQVHU

22.12innsendelse

1.7godkjenning

22.12innsendelse

1.7godkjenning

1.10søknad

15.1FU anbef.

1.7allokering

15.12

1.10

� %HVNULYHOVH�DY�LQIOXHQV�RPUnGHW�RJ�VnUEDUHUHVVXUVHU

Dette kapittelet baserer seg på et notat utarbeidet avRogaland Consultants a.s. (“Beskrivelse avinfluensområdet og sårbare ressurser for Kvitebjørn”).

I dette kapittelet beskrives influensområdet,meterologi, oseanografi, bunnforhold, sårbarelandområder for luftforurensing og spesieltmiljøfølsomme områder (SMO). Temaene kystmiljø,sjøfugl, sjøpattedyr og akvakultur er plassert iappendiks A1-A4, da eventuelle utslipp fra Kvitebjørnvurderes å ha marginal betydning for denne delen.

��� ,QIOXHQVRPUnGHWKvitebjørn ligger i Tampenkilen, ca. 20 km sørvestfor Gullfaks (se fig. 3.1). Nedenfor beskrivesinfluensområdet for utslipp til vann (akutte utslipp) ogutslipp til luft. Det er ikke gjennomført modelleringerav utslipp til luft og vann for den planlagte aktivitetenpå Kvitebjørn. Influensområdet er definert medbakgrunn i modellberegninger fra nærliggende felter.

����� ,QIOXHQVRPUnGH�IRU�XWVOLSS�WLO�YDQQ

Influensområdet er definert med bakgrunn idrivbaneberegninger som er utført på Huldra-feltet.Dette feltet har en noe tyngre kondensat-type enn påKvitebjørn, mens Kvitebjørn har en utslippsrate somer vel 2 ganger større enn Huldra. Influensområdetomfatter områder med over 5 % sannsynlighet fortreff av olje i et verst tenkelig utblåsningstilfelle.Dette er basert på en relevant utblåsningsrate for enmaksimal varighet som vil kreve avlastningsboring.

Simuleringene viser at influensområdet strekker segfra Stadtlandet (grensen til Møre og Romsdal) tilSotra ved Bergen. Høyest risiko for eksponering harområdet mellom Austrheim (Hordaland) og Nordfjord(Sogn og Fjordane).

����� ,QIOXHQVRPUnGH�IRU�XWVOLSS�WLO��OXIW

Ved en utbygging av Kvitebjørn vil utslipp til luft ihovedsak komme fra mottaksanleggene for gass ogkondensat.

Influensområdet for utslipp til luft fraTampenområdet er i prinsippet hele Sør-Norge.Undersøkelser har vist at kildene til forsuringen påVest- og Sørlandet i stor grad er langtransportertforurenset luft fra kontinentet. I tillegg bidrar lokaleog regionale (f.eks. fra Nordsjøen) forurensendekilder til dette budsjettet. Deler av det aktuelleområdet er endel utsatt for forsuring og forhøyetnitrogenavsetning. Dette skyldes tilførsel av svovel-

og nitrogenforbindelser fra mange kilder og at delerav området har en geologi som har lav bufferevneoverfor sur nedbør.

��� 0HWHRURORJL�RJ�RVHDQRJUDILTampenområdet ligger i et område hvor strømbildet erdominert av det innstrømmende atlanterhavsvannet ogden norske kyststrømmen. Atlanterhavsvannetstrømmer inn over en ca. 600 m dyp terskel mellomShetland og Færøyene. Like nord for for Kvitebjørnsplittes denne strømmen i en nordgående og ensørgående gren. Den sørgående grenen følgervestskråningen av Norskerenna sørover.Atlanterhavsvannet har en høyere saltholdighet ennKyststrømmen. Om sommeren kan det være etmarkert sprangsjikt mellom overflatevannet, som ermindre salt, og den sørgående Eggastrømmen. Omvinteren kan vannmassene i Eggastrømmen nå opp tiloverflaten. Strømforholdene i den nordlige del avNordsjøen og langs norskekysten er vist i figur 4.1.

Nord-Europa DCWHavLand

FylkesgrenseStrøm Nords jøenNorsk kysts trømAtlanterhavsstrømAtlanterhavsstrøm

N

EW

S

)LJXU�����6WU¡PIRUKROG�L�QRUGOLJH�1RUGVM¡HQ

Strømretningen i overflaten er i stor grad påvirket avvindforholdene. Hovedstrømretningen i den vestligstedelen av området er dominert av Eggastrømmen motsørøst, mens den østligste delen av området i størregrad er influert av Kyststrømmen mot nord - særligom sommeren.

Det er benyttet målinger utført på Tampenfeltet ogomkringliggende felter for å illustrere de klimatiskeforthold i denne delen av Nordsjøen. Figur 4.2 viser atden dominerende vindretning er fra sør, men ogsåvinder fra vestlig kant er hyppige. Ekstremverdien forvindhastighet, målt med en times varighet 10 m overhavnivå, er 41 m/s. Denne vinden forekommer igjennomsnitt bare en gang hvert 100. år. I periodennovember til februar forekommer oftere sterke vinder(kuling til orkan). Sommerperioden har de lavestemidlere vindstyrker. Nærmere kysten blirvindretningen i sterkere grad influert avkystkonturene, slik at vindretninger fra nord og sørblir mer dominerende.

��

Den store variasjon i vindforhold gjennom året pregerogså bølgeklimaet. I vintersesongen kan detforekommer bølgehøyder på vel 10 meter, mens omsommeren ligger 60 % av bølgehøydene mellom 1 og2 m. Denne delen av Nordsjøen domineres av bølgerfra vestlig kant.

)LJXU�����9LQGURVH�L�7DPSHQ�RPUnGHW

Månedlige middeltemperaturer varierer fra +4oC til

)LJXU������7RSRJUDIL�RJ�EXQQIRUKROG�L�7DPSHQRPUnGHW

+12oC, mens de høyeste og laveste verdiene som ermålt i Tampenområdet er ca. +23oC og ca.-6oC.Midlere sjøtemperatur varierer mellom +7oC og+13oC, mens høyeste og laveste verdier i øverste lagav vannmassene er på +16oC og +3oC.

��� %XQQIRUKROGSom det framgår av figur 4.3, er det store variasjoneri bunntopografi i området ved Kvitebjørn. Dybdenespenner fra 140 m i bankområdene i vest til ca. 390 mi Norskerenna i nordøst. Eggaskråningen, som går frasørøst mot nordvest gjennom området, danner et skillemed hensyn til bunnforholdene. På bankområdene erdet tildels grov sand og grus, med steiner og enkelteblokker. I eggaskråningen er det grov, middels og finsand, mens det i de dypere områdene blir stadig mersilt og leire. I deler av området finnes deterosjonsgroper. I Snorreområdet er disse målt til 10 -50 m i utstrekning og opptil 5 m dype.

Der det er mest finkornig materiale, finner en, pågrunn av stor relativ partikkeloverflate, også høyestbakgrunnskonsentrasjoner av organisk materiale ogmetaller.

��

��� �NRV\VWHP�L�IULH�YDQQPDVVHUPlankton er planter og dyr som stort sett driver medvannmassene. Planteplanktonets fotosyntese ergrunnlag for næringskjedene i åpent hav.Dyreplanktonet har betydning bl.a. som føde for fiskog fiskelarver. Karakteristisk for planktonbestander erstore variasjoner gjennom året og flekkvis, skiftendegeografisk fordeling. Variasjonene er knyttet tilstrømforhold og lagdeling av vannmassene, tilgang pånæringssalter og lys, og dels resultat avvekselvirkning mellom plante- og dyreplankton.

Primærproduksjon, dvs. veksten av planktoniske algeri influensområdet synes å ligge i størrelsesorden 90 g.karbon/m² pr. år. Produksjonen er størst undervåroppblomstringen (mars - april). En noe mindreproduksjon finner sted under høstoppblomstringen(september - oktober).

Dyreplankton utgjør den viktigste ernæringskilden forviktige fiskeslag som f.eks.�VLOG. Bestanden avhengerav tilgang på planteplankton og fordeler seg flekkvis.Den største bestandproduksjonen av dyreplanktonforekommer like etter at planteplankton har nådd sintopp under våroppblomstringen. Produksjonen holderseg imidlerid høy gjennom sommeren, for så å avtautover høsten.

På Tampenområdet ligger områder for gyting ogoppvekst av larver for bl.a. torsk, hyse, hvitting, sei ognordsjømakrell. Gytefelt for noen kommersielt viktigefiskeslag er vist i figur 4.4. Kvitebjørn er plassert rettvest for Sognefjorden - i den nordøstre del avgyteområdet for hyse. Det kan forventes at egg oglarver fra andre gyteområder blir ført gjennomTampenområdet. Gyteperioden for de kommersieltviktige fiskeartene er fra januar til midten av mai, mengytingen i Nordsjøen foregår ikke så konsentrert ihverken tid eller rom som i områder lenger nordoverlangs kysten.

Fylkesgrense

SeiMakrellHyseTorskSild

N

EW

S

)LJXU�����2YHUVLNW�RYHU�J\WHRPUnGHU�IRU�YLNWLJH�ILVNHDUWHU

����� 6nUEDUKHW�RYHUIRU�DNXWWH�XWVOLSS�DY���������������ROMH�NRQGHQVDW�RJ�SURGXVHUW�YDQQ�

Eventuelle utslipp til sjø fra Kvitbjørn vil komme iform av kondensat, som har en relativt høyfordampningsrate sammenlignet med f.eks. råolje.Med de aktuelle utslippsrater ved et uhell påKvitebjørn, vil det være relativt små mengder oljesom vil drive mot kysten. Et eventuelt skadeomfangvurderes følgelig som begrenset. Kondensat erimidlertid en type hydrokarbon som er vel så toksisksom tyngre hydrokarboner, slik at et eventueltakuttutslipp av større mengder kondensat vil kunne hauheldige skadevirkninger for utsatte dyegrupper.Relatert til noen av de beskrevne oljekatastrofer idette kapittelet, vil imidlertid utslipp fra Kvitebjørnvære marginale.

Det er enighet blant forskere om at oljesøl i åpent havikke representerer noen trussel mot fisk som er stornok til å unnvike sølet, dvs. stadier som er større enn20 mm. Det ble blant annet funnet lite død fisk bådeetter Bravo- og Ixtoc-utblåsningene. Ved AmocoCadiz- havariet ble det funnet død fisk inntil 10 kmfra ulykkesstedet, men der var det relativt grunt, slikat fisken hadde liten mulighet til å unnslippe.

Forskerne er imidlertid noe uenige om hvor stortrusselen fra oljevirksomheten er mot egg og larver,som driver passivt med vannmassene, og hvilkenkonsekvens økt dødelighet blant disse vil ha forgytebestanden. Det er vist at egg og små larver erfølsomme for vannløselige oljekomponenter.Følsomheten varierer mellom arter, i rekkefølgen VHL>�WRUVN >�ORGGH > PDNUHOO og VLOG (VHL mest følsom).Det er imidlertid gjort beregninger som viser at medunntak av i oljeutslippets umiddelbare nærhet, vilkonsentrasjonene under et oljeflak ikke være høyenok til å gi skader på fiskelarver. Det er da tatt hensyntil at flaket og de underliggende vannmassene bevegerseg i forskjellig retning, slik at eksponeringstiden blirkortvarig. I andre utredninger er det anslått at oljenetter to døgns drivtid vil ha mistet sin toksiske effekt.

Ved en undersjøisk utblåsning vil en større del avoljen bli nedblandet i vannmassene, slik at toksiskekonsentrasjoner kan opptre over et større område.Ved Ixtoc-utblåsningen ble det funnet potensieltgiftige konsentrasjoner opptil 20 km nedstrømsutslippspunktet.

Selv om olje kan skade planteplankton i form avveksthemming mm., er reproduksjonsevnen for disseorganismene så stor at bestanden vil være restituert iløpet av få dager. Også for dyreplankton vil en få enrask restitusjon, så lenge det er nok planteplankton tilstede.

Oppsummert, er det dokumentert at akutte utslipp avolje og kondensat vil kunne ramme spesielt degrupper av marine organismer som ikke aktivt kansøke bort fra forurensingen - f.eks fiskelarver. Det erimidlertidig ikke dokumentert at utslipp har medførtendringer på bestandsnivå av noen av de marine

��

organismer. Mange av de aktuelle artsgruppene, somfisk og dyreplankton, har storeoverskuddsproduksjoner og relativt raskrestitusjonstid.

8WVOLSS�DY�SURGXVHUW�YDQQ

Når det gjelder mulige langtidseffekter av utslipp avprodusert vann, gjelder dette gjerne de kroniskeeffekter av at stoffer forblir i et økosystem i lang tid.Det kan også være effekter som skyldesoppkonsentrering i næringskjeder i tilstrekkeligekonsentrasjoner til å påføre skader. Slike skader fører vanligvis til nedsatt produksjon eller reproduksjon,påvirkning av arvematerialet o.l..

Så langt har man ikke kunnet konstatere slike effekterknyttet til utslipp av produsert vann under feltmessigeforhold. Det er imidlertid et problem i dennesammenheng at de naturlige variasjonene i ogmobiliteten av f. eks. fiskebestander er så store atdette lett ville maskere en eventuell effekt.Laboratorieforsøk er derfor nødvendig for å avdekkepotensielle effekter.

Det er vist at mange organismer kan akkumulereoljekomponenter. Skjell er spesielt egnet som"bioindikatorer", fordi de lett tar oppoljekomponenter, og langsomt kvitter seg med dem. Ien studie ved Brent-feltet med EOnVNMHOO i bur ble detfunnet forhøyede konsentrasjoner av hydrokarboneropp til 6 km fra plattformen. Sammensetningen avoljekomponentene tydet imidlertid på at kilden var fraoljebasert boreslam, og ikke fra produsert vann.

Høyere organismer har en mer effektiv metabolisme,som bryter ned hydrokarboner. En finner derfor ikkeoppkonsentrering i næringskjeden hos f.eks. fisk,krepsdyr og marine pattedyr, som eventuelt spiserkontaminerte skjell.

��� /DQGRPUnGHUVegetasjonen langs kysten i ytre strøk fra Hordalandtil Sør-Trøndelag består hovesakelig av lynghei,myrer, våtmark, eng- og strandvegetasjon. Her finnesinnslag av skog dominert av furu, bjørk og or.Innenfor lyngheiområdene dominerer barskoger ogulike varianter av fattige og rike løvskoger. Iforbindelse med forurensning og gjødslingseffekter erdet særlig kystlynghei, nedbørmyrer (ombrotrof myr),næringsfattig barskog og løvskog som er utsatt forpåvirkninger.

7DEHOO������7nOHJUHQVHU�IRU�DYVHWQLQJ�DY�QLWURJHQ�L�����IRUKROG�WLO�VnUEDUH�YHJHWDVMRQVW\SHU�

1.000-2000Næringsfattig løvskog

700-2.000Næringsfattig barskog

1.500-2.000Kystlynghei

500-1.000Nedbørsmyr

PJ�1�P��nU9HJHWDVMRQ

Overskridelse av vegetasjonens tålegrenser basert påvegetasjonstyper, er vist i figur 4.5. Tabell 4.1 visertålegrenser for avsetning av nitrogen i forold tilsårbare vegetasjonstyper.

����� 6nUEDUKHW�RYHUIRU�XWVOLSS�RJ�SnYLUNQLQJHU���������������IUD�SHWUROHXPVYLUNVRPKHWHQ

Aktiviteten på norsk sokkel er en av mange kilder sombidrar til forsuringen i influensområdet. I tillegg tilforsuringen av jord og vann, bidrar luftforurensingentil forhøyet bakkenært ozon, samtovergjødslingseffekter.

Deler av aktuelle området er endel utsatt for forsuringog forhøyet nitrogenavsetning. Dette skyldes tilførselav svovel- og nitrogenforbindelser fra mange kilderog at deler av området har en geologi som har lavbufferevne overfor sur nedbør. Hovedkomponenten isur nedbør er svovelsyre, men også salpetersyre bidrartil forsuring. Svovelsyre har en sterkereforsuringseffekt enn nitrogenforbindelser.

NIVA m.fl. har utarbeidet forslag til tålegrenser forsur nedbør basert på overflatevannets kapasitet til ånøytralisere sterke syrer, dvs. ANC (= "acidneutralizing capacity"). På bakgrunn av kartlegging avsammenhengen mellom fiskestatus i en rekke sjøer ogANC, er det anbefalt at ANC ikke bør være mindreenn 20 µekv.

Figur 4.5 viser i hvilken grad denne tålegrensen eroverskredet i det området som påvirkes av utslippenefra Tampenområdet. I rutene som er gule og røde erdagens belastning høyere enn tålegrensen.

)LJXU������.DUW�RYHU�RYHUVNULGHOVHU�DY�WnOHJUHQVHU�IRUQLWURJHQ�EDVHUW�Sn�YHJHWDVMRQVW\SHU��PnOW�L�PHNY�P��nU��

Positive verdier viser overskridelse av tålegrensen,mens negative verdier betyr at tålegrensen ikke eroverskredet (fremdeles bufferkapasitet).

��

Nitrogenforbindelser tas opp av planter, slik at bareen mindre andel av tilførslene av nitrogen når fram tilvassdragene. I sørlige deler av landet, hvor tilførsleneer større enn plantene kan nyttiggjøre, kan imidlertidopp mot 40% av tilført nitrogen ende opp ivassdragene som forsurende nitrat. I Møre ogRomsdal og nordover regner en med at mer enn 90%av tilført nitrogen tas opp av vegetasjonen

Nitrogenoksider (NOx) må omvandles til nitrat før detkan avsettes med nedbør eller ved tørravsetning. Deter derfor omvandlingshastigheten fra NOx til nitratsom i stor grad styrer hvor mye som avsettes iforskjellige avstander. Dersom denne hastigheten erforholdsvis lav, vil det meste av det som når landfølge vinden tvers over landet uten å avsettes. Dersomden er høy, kan mye vaskes ut med nedbøren over dekystnære landområdene.

Nitrat-tilførsel kan også representere en trussel motvisse vegetasjonstyper som er tilpasset ekstremtnæringsfattig vekstgrunnlag. Spesielt er det blittfokusert på kystlynghei i forskningsprosjektet"Naturens Tålegrenser". Slik kystlynghei er anslått åutgjøre i underkant av 2% av landarealet i Norge, ogen stor andel av dette ligger i nedfallsområdet forutslippene fra Tampen. En tålegrense på 1,5 g N/m2 årer foreslått i dette prosjektet. Dagens avsetningsrate ide aktuelle områdene er opptil 1,2 g N/m2 år.Overgjødsling kan føre til at vegetasjonssamfunnendres, og gjennom det, til langsiktige, uønskedeendringer i økosystem og habitater. Nedbørmyrer eravhengig av tilførsel av næringsstoffer fra nedbøren,og ansees som et av de mest følsomme systemene forøkt nitrogenavsetning.

Studier som er gjort viser at tålegrensene for nitrogener overskredet i deler av ytre Hordaland når detgjelder skogsvegetasjon og skogsjord, og atkystlyngheiene er i faresonen. Også i Møre ogRomsdal er tålegrensene for nitrogenavsetninger ivegetasjon overskredet. Det er imidlertid ikkerapportert om vegetasjonforandringer som skyldeslangtransportert luftforurensning.

Dårlig luftkvalitet kan ha negative virkninger påvegetasjon, og føre til helseproblemer for mennesker.Dagens bakgrunnsnivåer av nitrogen- ogsvoveldioksider langs hele den aktuellekyststrekningen ligger over de anbefalte maksimaleårsmiddelverdiene for å unngå skade på vegetasjon.

Nær influensområdet er det målt konsentrasjoner avbakkenært ozon på overvåkingsstasjonen på Voss.Målingene viser at konsentrasjonene episodiskoverskrider SFT's anbefalte luftkvalitetskriteier påmaks 100 mikrogram/m3. Selv om tålegrensene forozon er tidvis overskredet langs hele Vestlandskysten,er det ikke rapportert om vegetasjonsskader somskyldes denne oksidanten.

��� 6SHVLHOW�PLOM¡I¡OVRPPH�RPUnGHUI regi av SFT og Direktoratet for Naturforvaltning(DN) er det satt i gang et prosjekt som har sommålsetning å skissere og bruke prinsipper og kriterierfor identifikasjon av Spesielt MiljøfølsommeOmråder (SMO) i relasjon til oljevirksomheten.Resultatet fra dette arbeidet er at 135 ulike SMO'erlangs norske kysten er identifisert.

En SMO er definert som “et geografisk avgrensetområde som inneholder en eller flere spesieltbetydelige forekomster av naturressurser som ersårbare for marine oljesøl”. Med sårbare menes her atdet vil ta lang tid for ressursen er restituert til nivåetfør skaden skjedde. Ved avgrensning av SMO'er erdet også tatt hensyn naturressursens kjerneutbredelseeller kjerneområder.

Figur 4.6 viser alle SMO'er som er definert i S-Norge.Som det framgår av figuren, er det kun ettSMO-område (nr. 14, sjøfugl) i influensområdet tilKvitebjørn.

1

2,11,12&2013

6,8,9,10&19

7

14

16

17&18

3

5

4

FylkesgrenseStrandFugl SildTorskSel

N

EW

S

)LJXU�����2YHUVLNW�RYHU�VSHVLHOW�PLOM¡I¡OVRPPH�RPUnGHU�L6�1RUJH��.XQ�RPUnGH�QU������OLJJHU�LQQHQIRULQIOXHQVRPUnGHW�WLO�.YLWHEM¡UQ�

��

� 6DPIXQQVPHVVLJHNRQVHNYHQVHU

Dette kapitlet er basert på rapporten “KvitebjørnSamfunnsmessige konsekvenser” (Agenda Utredningog Utvikling as 1998).

��� ,QYHVWHULQJV�RJ�GULIWVNRVWQDGHU�IRU.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ

Utbygging av Kvitebjørnfeltet er planlagt gjennomførti perioden 1998 2003. Investeringsanslagene imillioner 1998 kroner framgår av tabell 5.1.

7DEHOO�����,QYHVWHULQJVNRVWQDGHU�.YLWHEM¡UQ

��������������������������7RWDOW

���300450150000Boring

���00240000El. kabel

���001022911270Mottak.kond.

Statfjord B

����0148566378200Gassrør

���04200000Landfall

���094414288180Kondensatrør

���002505421958Understell

����00935203273130Plattf.dekk

6XP200320022001200019991998

�

Det framgår av tabell 5.1 at en utbygging avKvitebjørnfeltet med transport av rikgass til Kollsnesog kondensat til Statfjord B er kostnadsberegnet til ca8,7 mrd 1998-kr, i hovedsak fordelt over 4 år iperioden 1999 2002. Investeringskostnadene itabellen ovenfor dekker ikke NGL-ekstraksjonsanleggpå Kollsnes eller fraksjoneringsanlegg påVestprosess.

Ved valg av Heimdal som transportløsning for rikgassøker utbyggingskostnadene med rundt 1,6 milliarder1998-kr.

Ved valg av Gullfaks C som mottaksanlegg forkondensat, blir samlede utbyggingskostnader rundt500 millioner 1998-kr lavere enn med Statfjord B,mens de blir rundt 400 millioner kr dyrere ved valg avOseberg C. Også her vil imidlertid kostnadene forbruk av plattformenes tjenester variere, slik at valg avmottaksanlegg må tas ut fra en samlet vurdering.

Prosjektet er imidlertid fortsatt under utvikling, ogbåde utbyggingskonsept, investeringstall oginvesteringsprofil vil endre seg i tiden fram tilutbyggingsstart.

Drift av offshore-installasjonene på Kvitebjørn(eksklusiv forsikring og CO2-avgift) er beregnet til

202 mill 1998-kr i et normalår. Driftskostnadene erforeløpige og inneholder betydelig usikkerhet.

Bemanningen offshore på plattformen er i normaldrift beregnet til 50 - 60 personer fordelt på tre skift. Iboreperioden og ved periodisk brønnvedlikehold vildriftsbemanningen være betydelig større.Driftsorganisasjonen på land er beregnet til ca 25personer.

��� 6DPIXQQVPHVVLJ�O¡QQVRPKHWInntektsprognoser fra Kvitebjørnproduksjonensammenholdt med forventede investerings- ogdriftskostnader gir grunnlag for beregning avsamfunnsmessig lønnsomhet.

����� ,QQWHNWHU�DY�SURGXNVMRQHQ�Sn�.YLWHEM¡UQ

De påviste utvinnbare petroleumsressurser iKvitebjørnfeltet er beregnet til ca 54 mrd Sm3 rikgass og rundt 22 millioner Sm3 kondensat. For det norskesamfunn representerer disse petroleumsressursenestore verdier. For å beregne de samlede inntekter fraKvitebjørnutbyggingen har en tatt utgangspunkt i denplanlagte produksjonsprofilen, og lagt innforutsetninger om framtidig dollarkurs og framtidigesalgspriser for gass og kondensat. Basert på Statoilsanslag for dette, får en samlede inntekter avproduksjonen fra Kvitebjørnutbyggingen som vist ifigur 5.1. En gjør oppmerksom på at bådeproduksjonsvolumer og priser er usikre.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Mill

ione

r 19

98-k

rone

r

)LJXU�����,QQWHNWHU�DY�.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ

Det framgår av figur 5.1 at forventede salgsinntekterfra Kvitebjørnutbyggingen øker raskt fraproduksjonsstart i 2002, til en topp på vel 5,2milliarder 1998-kr i 2004. Deretter synker inntektenegradvis fram mot 2018, da fortsatt produksjon, slikdet ser ut i dag, ikke lenger er lønnsom ut fra påvistemengder.

��

Samlet inntekt er totalt beregnet til omlag 45milliarder 1998-kr fordelt over 17 år. Nyutvinningsteknologi og innfasing av andre strukturer iområdet, kan imidlertid endre dette bildet underveis,og føre til større produksjon, lenger produksjonstid ogstørre inntekt enn det en ser for seg i dag.

����� .RVWQDGHU�YHG�SHWUROHXPVSURGXNVMRQHQ�

Kostnadene ved petroleumsproduksjonen påKvitebjørn består dels av investeringskostnader, delsav kostnader til drift av feltet, og dels av kostnader tiltransport og behandling av gass og kondensat. Forbruk av transport- og behandlingsanlegg eiet av andreenn lisensen, vil det påløpe tariffkostnader, som skaltilsvare Kvitebjørnutbyggingens gjennomsnittligeandel av kostnadene til drift av rørledningssystemer,plattformtjenester og gassbehandlingsanlegg. I dengrad det ligger et fortjenesteelement inne i tariffen,blir de samfunnsmessige kostnadene tilsvarendemindre. Den samfunnsmessige merverdi som daoppstår, tilfaller den lisensen som tjenesten kjøpes av.I vurderingene under har der imidlertid ikke værtmulig å ta hensyn til dette da det ikke foreliggerinformasjon om fortjenesteelementet.

Tariffutbetalinger ut av Norge er ensamfunnsøkonomisk kostnad, eksempelvis tariffer tilBrae/Forties i Heimdalalternativet. Ved valg avHeimdal som mottaksanlegg for rikgass gir dettegrunnlag for en ny rørledning fra Heimdal tilFrostpipe og videretransport til Oseberg og Sture.Heimdalalternativet gir dermed grunnlag for åredusere tarifflekkasjen for dagens Heimdal-brukereog er dermed en samfunnsøkonomisk inntekt. Det erimidlertid ikke foretatt konkrete beregninger her dadatagrunnlag mangler.

I tillegg påløper vanlige driftskostnader til drift avoffshoreinstallasjonene, herunder også CO2-avgift tilstaten. For oljeselskapene er CO2-avgiften en ordinærdriftskostnad. For staten er den en inntekt på linjemed skatt, da den I praksis går rett I statskassen ogikke øremerkes utslippsreduserende tiltak. I ensamfunnsmessig analyse er det inntekter og utgifterfor det norske samfunn vi er ute etter å vise,uavhengig av hvem som får inntektene. CO2-avgiftener derfor trukket ut av kostnadsbildet.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

Mill

ione

r 19

98-k

rone

r

Investeringer

Tariffkostnader

Driftskost eskl Co2 avgift og brønnvedlikehold

Brønnvedlikehold

)LJXU�����.RVWQDGHU

Driftskostnader ekskl CO2-avgift er ihovedalternativet beregnet til rundt 22 milliarder1998-kroner over 17 år. Et bilde av kostnadssiden avprosjektet framgår av figur 5.2. Valg av andretransportløsninger vil kunne endre kostnadsbildet noeDet framgår av figur 5.2 at investeringene i hovedsakpåløper før driftsstart i 2002. I driftsperioden ertariffkostnader for bruk av transportanlegg, plattform-tjenester og gassbehandlingsanlegg dominerende,mens kostnadene til ordinær drift av feltet erbetydelig lavere og tilnærmet konstant over tid.

Samlede kostnader til investering og drift avKvitebjørn i tidsrommet 2001 - 2018, er ihovedalternativet beregnet til rundt 30,8 milliarder1998-kr. 8,7 milliarder av dette er investerings-kostnader, mens samlede driftskostnader er beregnettil rundt 22,1 milliarder 1998-kr, ekskludertCO2-avgift.

Valg av andre transportløsninger for gass og/ellerkondensat kan som tidligere nevnt påvirkekostandsbildet.

����� 6DPIXQQVPHVVLJ�O¡QQVRPKHW�

Kombinerer en det samlede inntektsbildet i figur 5.1med kostnadsbildet i figur 5.2, får en et bilde av nettokontantstrøm fra Kvitebjørn som vist i figur 5.3.

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

Mill

ione

r 19

98-k

rone

r

Netto kontantstrøm, selskaperNetto kontantstrøm, SDØESkatterCO2 avgift

)LJXU�����6DPIXQQVPHVVLJ�O¡QQVRPKHW

Figur 5.3 viser netto kontantstrøm fra Kvitebjørn årfor år i perioden 1998 - 2018. En ser ogsåoppdelingen av denne kontantstrøm på henholdsvisCO2-avgift (her meget liten), skatter til staten, statensdirekte økonomiske eierinteresser (SDØE) ogoljeselskapenes eierandel.

Kontantstrømmen er negativ i investerings-fasen,fram til år 2002. Fra år 2003 snus dette til en positivkontanstrøm, som når en planlagt topp på rundt 3.000mill 1998-kr i 2004, deretter faller langsomt til ca2.300 mill 1998-kr i 2011, for så å avta raskt. Nettokontantstrøm for hele perioden 1998 -2018 erberegnet til 14.150 mill 1998-kr.

Også etter at kostnadene er trukket fra er det dermedstore inntekter for det norske samfunn av å bygge utKvitebjørn. Netto kontantstrøm fordeler seg med ca

��

10.020 mill 1998-kr selskapsskatt til staten, ca 1.620mill 1998-kr til statens direkte eierinteresser og ca2.430 mill 1998-kr til oljeselskapenes eierandel iprosjektet. I tillegg tar staten inn ca 80 mill 1998-kr iform av CO2-avgift.

Den samfunnsmessige lønnsomhet av etinvesteringsprosjekt, uttrykkes gjerne i form av ennåverdibetraktning, der framtidige inntekter ogutgifter ved prosjektet neddiskonteres tilbeslutningstidspunktet og sammenliknes. Forberegning av nåverdien i dag av framtidige inntekterog kostnader, benyttes en samfunnsmessigkalkulasjonsrente som i prinsippet skal være lik foralle investeringsprosjekter samfunnet engasjerer seg i.Den samfunnsmessige kalkulasjonsrenten er avFinansdepartementet fastsatt til 7%, og er ment åuttrykke det realavkastningskrav samfunnet har forframtidige inntekter av de økonomiske ressurser man idag benytter som investeringer i prosjektet.Beslutningskriteriet for å investere i prosjektet blir dai prinsippet enkelt: Dersom nåverdien av framtidigeinntekter og kostnader ved 7% kalkulasjonsrente erpositiv, bør samfunnet bruke økonomiske ressurser påå investere i prosjektet. Dersom nåverdien er negativ,bør man la det være.

Kvitebjørnprosjektets nåverdi av framtidige inntekterog kostnader, i figur 5.3 har kalt netto kontantstrøm,er beregnet til ca 5,27 milliarder 1998-kr. Nåverdienav prosjektet er dermed stor, selv med 7%samfunnsmessig kalkulasjonsrente, som er et megetstrengt kriterium. Etter vanlige beregningskriterier erdermed utbygging av Kvitebjørn samfunnsmessiglønnsomt. En samfunnsmessig nåverdi på 5,27milliarder 1998-kr ligger langt over normal avkastningpå samfunnets investeringsprosjekter, og viser hvilkengrunnrente, eller ekstraavkastning, det norskesamfunn har av utbygging av petroleumsressursene.

Fordelingen av nåverdien av netto kontantstrøm påhenholdsvis CO2-avgift til staten, selskapsskatt tilstaten, statens direkte økonomiske eierinteresser og påoljeselskapene, framgår av figur 5.4.

42

4124

439

659

CO2 avgift Skatter SDØE Selskaper

)LJXU�����)RUGHOLQJ�DY�QHWWR�QnYHUGL��0LOO������NU�

En ser av figur 5.4 at av prosjektets totale nettonåverdi vil størsteparten tilfalle staten i en eller annenform. Selskapsskatt fra oljeselskapene utgjør alene vel4 120 mill 1998-kr eller 78 % av den

samfunnsmessige nåverdien. I tillegg tar staten inn 40mill 1998-kr eller 1 % i CO2-avgift og 440 mill1998-kr eller 8,5 % på sine direkte eierinteresser, slikat statens samlede andel kommer opp i 87,5 %. Deøvrige ca 660 mill kr eller 12,5%, tilfalleroljeselskapene som deltar i prosjektet.

I beregningene er det lagt til grunn at Statens DirekteØkonomiske Engasjement betaler skatt på linje medoljeselskapene. Dette er ikke helt riktig, daSDØE-andelen (her 40%) trekkes ut før beregning avskatt. I beregningene ovenfor påvirker dettefordelingen mellom SDØE og skatt. Summen avdisse, og dermed statens andel av verdiskapningen,blir imidlertid uansett den samme.

Beregningene av samfunnsmessig lønnsomhet er gjortfor feltutbygging med Kollsnes som mottakssted forrikgass og Statfjord B som mottakssted for kondensatunder bestemte forutsetninger om investerings- ogdriftskostnader, petroleumspriser og produksjons-volum. Særlig vurderingen av framtidige petroleums-priser vil her være en usikkerhetsfaktor. I tillegg vilsamfunnsmessig lønnsomhet variere noe med valg avtransportløsning.

Beregningene av samfunnsmessig lønnsomhet erbasert på en oljepris på omlag 15 USD/fat og 56 øre /Sm3 gass. Ved lavere prisforutsetninger (12 USD/fatog 47 øre/Sm3) vil de samlede inntekter reduseresmed omlag 10 mrd. kr til omlag 35 mrd. kr. Disseprisforutsetningene medfører også at det ikke vil værelønnsomt å drive feltet lenger enn til 2014 slik det serut på nåværende tidspunkt, dvs. den økonomiskelevetiden blir 4 år kortere enn ved basisprisforutsetninger. Nåverdien ved 7%kalkulasjonsrente ved lave prisforutsetninger blir Ioverkant av 1 mrd. kr.

����� .YLWHEM¡UQV�EHW\GQLQJ�IRU�OHYHWLGHQ�SnHNVLVWHUHQGH�DQOHJJ

Leveranse av gass og kondensat til eksisterendeplattformer vil prinsipielt kunne ha betydning for hvorlenge disse feltinstallaskjonene blir drevet og viderefor hvor mye olje og gass som blir utvunnet.

Foreløpige vurderinger tyder på at leveranser avkondensat fra Kvitebjørn vil ha liten betydning for dealternative mottaksanleggenes levetid. For Statfjordog Gullfaks vil små væskevolumer fra Kvitebjørntrolig ha liten betydning, og for Oseberg er levetidendefinert av varigheten av gasssalgskontraktene somigjen er begrenset av lisensperioden.

Leveranse av rikgass fra Kvitebjørn til Heimdal vilkunne “holde liv” i Heimdal etter Huldra muligensopp mot 8 år ekstra. Dette antas imidlertid ikke å giøkt produksjon (ressursutnyttelse) fordi det vil væremulig å utvinne haleproduksjonen på Heimdal samttilleggsreserver i området innenfor Huldras levetid.

��

��� 9LUNQLQJHU�Sn�LQYHVWHULQJVQLYnHW��LQRUVN�SHWUROHXPVYLUNVRPKHW

Investeringer i feltinstallasjoner og rørledninger pånorsk kontinentalsokkel har tradisjonelt ligget på etnivå på 30 - 40 milliarder 1998-kr pr år. I tillegg komletekostnader med rundt 5 milliarder 1998-kr pr år,som ikke er tatt med i beregningene nedenfor.

Utover i 1990-årene, og især i 1993 og 1994 har detimidlertid skjedd en betydelig opptrapping ioffshoreinvesteringene, med samlede investeringer,eksklusive letekostnader, helt opp i 57 og 54milliarder kr pr år. I 1995 ble investeringsnivåetredusert til rundt 47 milliarder 1998-kr, og videre tilrundt 45 milliarder kr i 1996. For 1997 økte igjeninvesteringsnivået kraftig til rundt 56 milliarder kr,samme nivå som på toppen i 1993, og forventetinvesteringsnivå for 1998 viser en ytterligere opptrapping til rundt 68 milliarder 1998-kr, selv etterat myndighetene i St.prp nr.52 ( 1997-98) har utsattutbyggingen av flere felt et år.

Forventet utvikling av investeringsnivået påkontinentalsokkelen i årene framover, slik det ser uthøsten 1998, framgår av figur 5.5. (Kilde OED)Tallene er også her eksklusive letekostnader.

Figur 5.5 viser for årene framover henholdsvisinvesteringer i vedtatte prosjekter høsten 1998,investeringer i prosjekter under vurdering forutbygging samt tiltak for forbedret ressursutnyttelse,og investeringer i Kvitebjørn. Betegnelsen tiltak forforbedret ressursutnyttelse omfatter her investeringeri de utbyggingsprosjektene som er utsatt et år.

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

0

L

O

O

�

I

D

V

W

H

�

�

�

�

N

U

R

Q

H

U

KvitebjørnFunn under vurdering og tiltak for forbedret ressursutnyttelseFelt- og rørprosjekter (etter 99 besluttet) utbygd

)LJXU�����,QYHVWHULQJVQLYn�L�SHWUROHXPVYLUNVRPKHW

En ser av figuren at investeringer i vedtatte felt ogrørledninger faller raskt framover, og vil allerede i1999 være nede på et mer normalt nivå for1990-årene, på rundt 52 milliarder 1998-kr.Myndighetenes forsøk på å bremse investeringsnivåetgjennom utsettelse av utbyggingsprosjekter serdermed ut til å virke etter hensikten.

Utviklingen av investeringsnivået på norskkontinentalsokkel er svært usikkert. Vedvarende lavepetroleumspriser gjennom hele 1998 har gitt mangeplanlagte utbyggingsprosjekter en noe tvilsom

lønnsomhet, og det arbeides hardt for å finne fram tilmer kostnadseffektive utbyggingsløsninger. Dette kanigjen føre til at flere store utbyggingsprosjekter blirutsatt i tid, slik at investeringsnivået påkontinentalsokkelen faller for mye I forhold tilkapasiteten i norsk offshorerettet næringsliv.

En ser av figur 5.5 at slik det ser ut høsten 1998, vilinvesteringsnivået for 1999 bli rundt 52 milliarder1998-kr, og faller deretter raskt til rundt 30 milliarder1998-kr i år 2000 og helt ned til 17 milliarder 1998-kri år 2001. Så kraftig blir fallet temmelig sikkert ikke,fordi en lang rekke prosjekter vil bli utbyggingsklare imellomtiden. Det skal likevel ikke mye usikkerhet ogutsettelser til før ordresituasjonen for norskoffshorenæring kan bli vanskelig de nærmeste åreneframover.

Noe fastlagt politisk mål for investeringsaktivitetenepå norsk kontinentalsokkel foreligger ikke, menmyndighetene ønsker generelt å holde et så jevntinvesteringsnivå som mulig, nettopp av hensyn tilaktivitetsnivået og sysselsettingen i norskoffshorerettet næringsliv.

Kapasiteten i norsk offshorerettet næringsliv erganske fleksibel, men har de senere år stort sett værttilpasset et investeringsnivå på opp mot 50 milliarder1998-kr, med normale norske andeler avverdiskapningen i vare- og tjenesteleveransene på 50 -60%. Det siste året har kapasiteten særlig iengineering, verkstedproduksjon og offshorerettetbygge og anleggsvirksomhet, vært sterkt presset.Videre har riggmarkedet vært inne i en periode deretterspørselen etter riggtjenester har vært langt størreenn tilbudet, med tilsvarende høyt prisnivå påboretjenester. Resultatet av det hele har vært at flereoppdrag har gått til utlandet, slik at den norskeandelen av verdiskapningen i vare- ogtjenesteleveransene har gått ned.

Slik det ser ut framover, kan situasjonen raskt endreseg. Utsettelser av leteboring og produksjonsboringpå grunn av lave oljepriser, vil trolig kjøle nedriggmarkedet framover, samtidig som det ikke skalstore utsettelser til av byggeoppdrag før deler avoffshoreverftene får problemer med ordresituasjonen.Ytterligere utsettelse av feltutbygginger framyndighetenes side er derfor for tiden neppe aktuelt,og en må også regne med at norsk andel av vare- ogtjenesteleveransene etter hvert vil gå noe opp igjen.

Investeringene på Kvitebjørn starter opp i 1998, ognår en topp på vel 3,5 milliarder 1998-kr i 2003.Investerings-fasen kommer dermed i en periode dernorsk offshore-rettet næringslivs kapasitet, slik det nåser ut, trolig er betydelig mindre presset enn i dag.Det er derfor lite sannsynlig at utbygging avKvitebjørn vil føre til vesentlig økte pressproblemer inorsk offshoresektor. Tvert imot kan utbyggingen viseseg å gi kjærkomne oppdrag for norsk næringsliv, ogsærlig for offshoreverftene.

��

��� 9DUH�RJ�WMHQHVWHOHYHUDQVHU�WLO.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ

I dette delkapitlet gis en detaljer gjennomgang avKvitebjørnutbyggingen og hvilke norske andeler somkan forventes for ulike deler av utbyggingen.

����� %HUHJQLQJ�DY�YDUH��RJ�WMHQHVWHOHYHUDQVHU�IUDQDVMRQDOW�RJ�UHJLRQDOW�Q ULQJVOLY

Kvitebjørnutbyggingen har en kostnadsramme pånesten 9 milliarder 1998-kr, i hovedsak fordelt overfire år i perioden 1999 - 2002. Dette er storeinvesteringsbeløp som vil gi betydelige muligheter forvare- og tjenesteeveranser fra norsk næringsliv. Slikeleveranser vil i sin tur skape sysselsettingseffekterrundt i det norske samfunn.

For å kunne anslå disse virkningene, er det nødvendigå gjøre forutsetninger om forventede norske andelerav vare- og tjenesteleveransene til Kvitebjørn-prosjektet både i investeringsfasen og i driftsfasen. Isamarbeid med Statoil har konsulenten vurdertmulighetene for norske leveranseandeler, basert påerfaringer fra liknende offshoreutbygginger tidligere.

����� )RUKROGHW�WLO�(�6�DYWDOHQ

EØS-avtalen trådte i kraft for energisektoren vedårsskiftet 1994/95, og åpner for bredereanbudsinnhenting og større internasjonal konkurranseenn tidligere. I forbindelse med avtalen er detutarbeidet et eget innkjøpsdirektiv (som blirgjennomført i Norge ved hjelp av en fullmakts-lovmed forskrifter gitt av regjeringen. Innkjøpsdirektivetomfatter alle varekontrakter over 400.000 ECU, ca 3.3mill kr, og alle bygge- og anleggskontrakter over 5mill ECU, ca 42 mill kr. Direktivet krever atoppdragsgiver sørger for likebehandling avleverandører, åpenhet i anbudsprosedyren ogtildelingsprosedyren, og objektivitet ileverandørvurderingen. Et liknende direktiv erutarbeidet for tjenestekontrakter.

EØS-avtalens innkjøpsdirektiv stiller strenge krav tilhvordan en anbudskonkurranse innenfor offshoresektorenskal gjennomføres, men har ikke krevet grunnleggendeendringer i oljeselskapens innkjøpsrutiner. Ved utbyggingav Kvitebjørnfeltene og LNG-anlegget vil Statoil ianleggsfasen gå bredt ut med informasjon omleveransemuligheter til norsk og internasjonalt næringsliv,og gjøre bruk av norske bedrifter der de erkonkurransedyktige. I driftsfasen vil en søke å bygge opp etleverandørnett rundt driftsorganisasjonen for å ivaretadaglige leveranser. Større vedlikeholdsoppdrag vil bli satt utpå anbud på vanlig måte.

����� %HUHJQLQJ�DY�QRUVNH�OHYHUDQVHU�DY�YDUHU�RJWMHQHVWHU�L�LQYHVWHULQJVIDVHQ

Utgangspunktet for vurdering av norske leveranser iinvesteringsfasen, er erfaringer fra tidligereoffshoreutbygginger av samme type på

kontinentalsokkelen. For Kvitebjørnutbyggingen erberegningene for Oseberg Øst-utbyggingen benyttetsom referanse, fordi utbyggingen nylig er avsluttet, ogfordi utbyggingskonseptet her er omtrent det sammesom for produksjonsanleggene på Kvitebjørn.

Når det gjelder rørledninger på havbunnen har vi etbredt erfaringsgrunnlag, samtidig som endel storekomponenter uansett må hentes fra utlandet, slik atberegning av mulige norske leveranseandeler blirenklere.

Ingen petroleumsutbygginger er imidlertid helt like.Videre vil norsk andel av leveransene kunne varierebetydelig avhengig av konjunktursituasjonen, ogordresituasjonen i norsk offshorerettet næringsliv.Ved vurdering av mulige norske vare- ogtjenesteleveranser til Kvitebjørnanleggene, må enderfor benytte tidligere erfaringer så langt de errelevante, dele opp utbyggingsprosjektet iundergrupper, og for hver undergruppe vurderenorske leverandørers konkurranseevne ogkompetanse. Dette gir et grunnlag for på forhånd åkunne vurdere norske andeler av verdiskapningen ileveransene. Det understrekes imidlertid at slikevurderinger nødvendigvis vil være usikre.

����� 1DVMRQDOH�YDUH��RJ�WMHQHVWHOHYHUDQVHU�WLOXWE\JJLQJ��DY�.YLWHEM¡UQ

Beregningen av nasjonale leveranser tar utgangspunkti en utbygging med Kollsnes som mottaksanlegg forgass og Statfjord B som mottaksanlegg for kondensat.

Ved beregning av muligheter for nasjonale vare- ogtjenesteleveranser til Kvitebjørnutbyggingen, har videlt prosjektet opp i plattforminvesteringer og investeringer i transportanlegg. For hvert anlegg harvi så delt investeringene opp i underkomponenter, ogfor hver av underkomponentene vurdert norsknæringslivs leveransemuligheter. Ut fra dette anslåsnorsk næringslivs andel av verdiskapningen innenhver underkomponent. Vanligvis vil dette være noelavere enn kontraktsverdien, fordi endelverdiskapning lekker ut til utlandet i form av import.

3ODWWIRUPGHNNHW

Plattformdekket bygges i stål i form av enbærestruktur der forskjellige utstyrskomponenter somprosessutstyr, boreutstyr og boligkvarter settes påplass etter hvert før utskiping og oppkobling medunderstellet ute på feltet. Dekket kan bygges i Norgeved et av de store offshoreverftene. Det finnesimidlertid også aktuelle leverandører i utlandet. Hverleverandør har sine underleverandører, og gir gjernetilbud på større pakkeløsninger. Norsk leveranseandelvil derfor variere noe mellom leverandører, og væresærlig avhengig av om dekket bygges i Norge ellerikke. Etter en vurdering av de store offshoreverftenesordresituasjon i det aktuelle tidsrom, slik den ser ut idag, har vi i beregningene lagt til grunn at dekketbygges i Norge. Dette er imidlertid langt fra sikkert.

��

3URVMHNWOHGHOVH

Prosjektledelsen skjer i hovedsak i regi av Statoil meden norsk leveranseandel på nær 100%. Det inngårogså noe forsikring som er norsk i utgangspunktet,men som kan ha en utenlandsk andel avverdiskapningen gjennom reforsikring. Samlet girdette en norsk leveranseandel på nær 95%.

3URVMHNWHULQJ

Engineeringen foregår dels i regi av et av de storenorske prosjekteringsfirmaene, og dels i form avdetaljengineering på utbyggingsstedet. Ved byggingav dekket i Norge, vil det aller meste være norskeleveranser. Vi legger til grunn en norsk andel avverdiskapningen på 80%.

8WVW\U

Består av prosessutstyr for et-trinns separering avrikgass og kondensat, boreutstyr, kontrollsystemerm.v. Noe av dette kan produseres i Norge, men detmeste må hentes fra utlandet. Norsk andel avverdiskapningen vurderes til 40%

%XON

Bulkleveransene dreier seg i stor grad om stål ogrørleveranser. I tillegg kommer byggematerialer,utstyr til overflatebehandling og en del elektriskekabler, instrumentering mv. Endel stålprofiler ogbyggematerialer kan produseres i Norge, det sammegjelder elektriske kabler. Ellers kommer stål og rør oginstrumenter fra utlandet. Norsk andel avbulkleveransene vurderes til rundt 30%

)DEULNDVMRQ�Sn�ODQG

Fabrikasjon på land vil skje ved en rekke offshoreverft somleverer hver sine utstyrskomponenter. Disse kobles sammenmed dekkrammen før utskiping til feltet. De flesteutstyrskomponentene kan produseres i Norge, men detfinnes også komponenter der utenlandske leverandører erhøyst aktuelle. Når norske offshoreverft ikke er hardtpresset kapasitetsmessig, vil vanligvis de flesteutstyrskomponentene bli produsert i Norge. Vi legger derfortil grunn en norsk leveranseandel på 80%

0DULQH�RSHUDVMRQHU

Marine operasjoner dreier seg om utstyrsmontering,uttauing og oppkobling av dekket med understellet.Lekter og kranskip kommer her fra utlandet, mensnorsk næringsliv kan stille opp med taubåter,personell, et flotell til mannskapet m.v Norsk andel avleveransene vurderes til 10%

)DEULNDVMRQ�RIIVKRUH

Fabrikasjon offshore dreier seg omtilkoblingsarbeider og ferdigstillelse ute på feltet.Løftekapasitet hentes i hovedsak fra utlandet.Forøvrig er dette i stor grad norske leveranser, og detlegges til grunn en norsk andel av verdiskapningen pårundt 70%.

Samlet gir dette en norsk leveranseandel til byggingog oppkobling av plattformdekket på 60%. Detunderstrekes igjen at dette er usikkert og avhengig avat dekket bygges i Norge. Bygges dekket i utlandet,blir den norske andelen av leveransene betydeliglavere.

8QGHUVWHOOHW

Understellet er et fagverkstårn i stål som står påhavbunnen. Ståltårnet bygges enten ferdig på land, ogfraktes ut til feltet på lekter, eller blir delt i to delersom settes sammen ute på feltet. Norskeoffshoreverft, og særlig Aker Verdal, har bygget flereslike stålunderstell tidligere, men det er ogsåutenlandske aktører som har vist seg sværtkonkurransedyktige. Hvorvidt understellet blir byggeti Norge er dermed svært usikkert, og vi velger å leggetil grunn en sannsynlighet for bygging i Norge på75%

3URVMHNWOHGHOVH�PY�

Prosjektledelsen skjer internt i Statoil, og vil værenorske leveranser fullt ut. Her inngår også noeforsikring som nok er norsk I utgangspunktet, mensom kan ha en utenlandsk andel gjennom reforsikring.Samlet gir dette en norsk leveranseandel på 95%.

3URVMHNWHULQJ

Prosjektering av stålunderstellet vil trolig dels bliforetatt i regi av et av de store norskeprosjekteringsfirmaene, og dels i form avdetaljengineering på byggestedet. Ut fra ensannsynlighetsvurdering legger vi til grunn en norskandel av prosjekteringen på 75%.

8WVW\U�RJ�EXONOHYHUDQVHU

Stål og utstyr til understellet vil i all hovedsak blikjøpt inn i utlandet. Litt leveranser blir det likevel pånorsk næringsliv. En norsk leveranseandel på 10%legges til grunn.

)DEULNDVMRQ�Sn�ODQG

Bygges understellet i Norge, vil dette fullt ut værenorske leveranser. Bygges det i utlandet, blir norskeleveranser nær null. Lgges det til grunn 75%sannsynlighet for bygging I Norge, får vi en norskleveranseandel på 75%.

0DULQH�RSHUDVMRQHU

Frakt av stålunderstellet ut til feltet og plassering der,skjer trolig ved hjelp av en utenlandsk lekter, og storeutenlandske kranskip. Norske leveranser tiloperasjonene er dels taubåter, dels dykkertjenester ogdels en del tjenester i forbindelse med operasjonen.En norsk andel av leveransene på rundt 10% virkerrimelig.

Til sammen gir dette en norsk andel avverdiskapningen i bygging av stålunderstellet på rundt

��

50%. Usikkerheten her er imidlertid særlig stor, da viikke vet hvor understellet vil bli bygget.

*DVV�RJ�NRQGHQVDWU¡U

Det vil i basisalternativet bli lagt et gassrør fraKvitebjørn til Kollsnes, og et kondensatrør fraKvitebjørn til Statfjord B. Selve rørleggingsarbeideneer forholdsvis like for de to rørledningene. Debehandles felles under.

3URVMHNWOHGHOVH

Prosjektledelse utføres i Statoil, med en norskleveranseandel svært nær 100%

3URVMHNWHULQJ

Prosjektering av rørledningen gjøres sannsynligvisfullt ut av et norsk prosjekteringsmiljø som harspesialisert seg på slike arbeider. Vi legger derfor tilgrunn en norsk leveranseandel på 100%.

5¡U

Stålrørene produseres ikke i Norge, og må derforuansett kjøpes inn fra utlandet. Norsk andel avleveransene blir derfor nær null.

&RDWLQJ

Betong og korrosjonsbeskuttelse vil bli påført rørenefør legging. Det finnes et spesialverksted for slikearbeider i Norge, og vi legger til grunn at coatingenpåføres der. Norsk andel av leveransene kan dermedbli nær 100%

5¡UOHJJLQJ

Rørleggingen utføres av et utenlandsk spesialfartøy,da det ikke finnes egnede båter i Norge. Norsk andelav leveransene begrenser seg til noe transport av rør,grusdumpingsarbeider, inspeksjonsarbeider m.v. Ennorsk andel av leveransene på 10% virker rimelig.

7LONREOLQJ�IHUGLJVWLOOHOVH

Tilkoblingsarbeidene skjer som regel i regi av norskebedrifter. Vi legger til grunn en norsk andel på 90%.Samlet gir dette en beregnet norsk leveranseandel forrørledningene på 48% for kondensatrøret og 40% forgassrøret. Dette er en forholdsvis høy norsk andel iforhold til tidligere rørledninger, og skyldes førsterekke høye tilkoblings og ferdigstillelsesarbeider.

/DQGIDOO�.ROOVQHV

Landfall av gassrørledningen på Kollsnes skjergjennom en boret landfallstunnell. På land vil man haet enkelt terminalanlegg med rørskrape mottak. Myeav arbeidene med landfallet vil være norskeleveranser, men noe utføres av rørleggingsskipet ogutenlandske bedrifter. En beregnet norsk andel avleveransene på 70% virker sannsynlig.

.RQGHQVDWPRWWDN�6WDWIMRUG�%

På Statfjord B trengs et utvendig stigerør opp tilplattformen, og et enkelt prosessanlegg forbehandling av kondensat. Stigerøret vil ikke værenorskprodusert, det samme gjelder mye avprosessutstyret. Sammenkobling ogmodifikasjonsarbeider på plattformen vil imidlertid ihovedsak bli utført av norske bedrifter. En norskleveranseandel på rundt 40% virker rimelig.

(OHNWULVN�NDEHO

Kvitebjørnplattformen vil beregningsalternativet bliforsynt med elektrisk kraft fra Troll A gjennom enelektrisk kabel på havbunnen. Kabelen vil trolig bliprodusert i Norge, men med endel utenlandskekomponenter. Legging av kabelen vil også værenorske leveranser. Vi legger derfor til grunn en norskandel av leveransene på 80%.

%RULQJ

Boring av 9 produksjonsbrønner og enkaksinjeksjonsbrønn vil bli foretatt fraKvitebjørnplattformen. Boremannskapet vil værenorsk, og det vil være utstrakt bruk av norskeborefirmaer. Borerør, borekroner m.v vil imidlertidbli hentet fra utlandet. Vi legger derfor til grunn ennorsk andel av verdiskapningen på rundt 70%.

��

Tabell 5. 2 Investeringer, norske leveranser- ogleveranseandeler

������������7RWDOW

630 70 %900%RULQJ

192 80 %240(OHNWULVN�NDEHO

208 40 %520*DVVPRWWDN��6WDWIMRUG�%

177 90 %196Tilkobling/ferdig-

33 10 %332Rørlegging

102 100 %102Coating

0 0 %348Rør

42 100 %42Prosjektering

93 100 %93Prosled. Forsikring*DVVU¡U

294 70 %420/DQGIDOO��.ROOVQHV

151 90 %168Tilkobling/ferdigstill-

17 10 %169Rørlegging

109 100 %109Coating

0 0 %256Rør

48 100 %48ProsjekteringVDWU¡U

65 100%65Prosjektledelse mm..RQGHQ

25 10%253Marine operasjoner

350 75%467Fabrikasjon på land

15 10%147Utstyr/bulk

45 75%59ProsjekteringVWHOO

65 95%69Pros.led./Forsikringm8QGHU�

98 70%140Fabrikasjon offshore

25 10%255Marine operasjoner

726 80%907Fabrikasjon på land

192 30%641Bulk

304 40%760Utstyr

506 80%633EngeneeringIRUP

373 95%393Pros.led./Forsikring3ODWWIRUP

Mill kr (%)Mill krog gassrør til Kollsnes

Norske andelerInvest.YLWHEM¡UQ m/ Statfjord B

Samlet gir vurderingene ovenfor beregnede norskevare- og tjenesteleveranser til Kvitebjørnutbyggingensom vist i tabell 5.2 over.

Det framgår av tabellen at samlet ventes norsknæringsliv å få leveranser på rundt 4.900 millioner1998-kr eller 56% av de totale utbyggingskostnader tilKvitebjørnutbyggingen. Dette fordeler seg med rundt58% norske leveranser på plattformen, rundt 50%norske leveranser på rør, kabel og landfall samlet ogrundt 70% norske leveranser for boring.

Sammenlikner en dette med liknende anlegg andresteder, finner en stor grad av samsvar, menKvitebjørnutbyggingen ligger likevel noe høyere inorsk leveranseandel enn det som har vært vanlig vedslike utbygginger. Usikkerheten i leveranseanslageneer foreløpig svært stor. Videre bearbeiding avprosjektet vil sannsynligvis kunne gi et sikrere anslagpå norske leveranser.

En fordeling av de anslåtte norske vare- ogtjenesteleveransene fordelt på hovednæring og tid ervist i tabell 5.3 og figur 5.6 under.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1998 1999 2000 2001 2002 2003

0

L

O

O

L

R

Q

H

U

�

�

�

�

�

�

N

U

R

Q

H

U

Forr.tj.yt.Bygg&anl.TransportIndustri

)LJXU�����1RUVNH�OHYHUDQVHU�IRU�GHOW�Sn�Q ULQJ�RJ�WLG��

7DEHOO�����1DVMRQDOH�OHYHUDQVHU�IRUGHOW�Sn�Q ULQJ�RJ�WLG

������������������������������7RWDOW

�����42 161 407 611 232 8 )RUU�WM�\W�

�����168 523 356 161 35 0 %\JJDQO�

����0 0 133 54 20 1 7UDQVSRUW

�����0 147 553 923 337 13 ,QGXVWUL

6XP������������������������������1 ULQJ

Det framgår av tabell og figur at de beregnede norskeleveransene fordeler seg med ca 2.000 mill 1998-kr påindustrivirksomhet. Det meste av dette vil væreleveranser fra verkstedindustrien, og særligoffshoreverftene, men også mekanisk industri,meltallvarer og elektronikkindustri vil få leveranserher. Ellers vil 1.250 mill 1998-kr være leveranser frabygge- og anleggsnæringen, 200 mill kr vil væretransportoppdrag m.v og 1.460 mill kr vil væreforretningsmessig tjenesteyting, herunder ogsåStatoilpersonell. De beregnede norske leveransene tilKvitebjørnutbyggingen fordeler seg i hovedsak overfire år i perioden 1999 - 2002, med toppår i 2000 og2001

����� 1RUVNH�OHYHUDQVHU�YHG�DOWHUQDWLYHWUDQVSRUWO¡VQLQJHU�IRU�JDVV�RJ�NRQGHQVDW

I alternativet der rikgass fra Kvitebjørn transporterestil Kollsnes, påløper investeringer på til sammen1.533 millioner 1998-kr, med beregnede norskeleveranser på rundt 740 millioner kr eller 48%, somvist ovenfor. Dette inkluderer rørledning og landfallmen ikke investering i behandlingsanlegg.

Den alternative transportløsningen for rikgass ertransport til Heimdal for separasjon, og videre eksportav salgsgass gjennom Norpipe til kontinentet. Utskiltkondensat blir her sendt gjennom en ny rørledning tilFrøy, for videre transport til Kollsnes. Dennetransportløsningen er beregnet til å koste til sammen2. 872 millioner 1998-kroner, inkludert nytt prosess-anlegg på Heimdal og ny rørledning Heimdal - Frøy.

7DEHOO������,QYHVWHULQJHU��QRUVNH�OHYHUDQVHU��RJ�DQGHOHU�*DVVU¡U�WLO�+HLPGDO��0LOO������NU�

��

������������7RWDOW

236 90 %262Tilkobling/ferdigst.36 10 %364Rørlegging

142 100 %142Coating0 0 %431Rør-Heimdal

52 100 %52ProsjekteringKv.bjørn115 100 %115Prosjektled./Forsikr5¡U133 70 %190Modifikasjons35 70 %50Oppgradering27 90 %30Tilkopling0 0 %70Gassturbin

245 40 %612Gassbehandlingsanl41 40 %102MottaksanleggHeimdal

236 100%236Prosjektledelse0RGLILN.29 90%32Tilkobling11 10%114Rørlegging- Frøy0 0%52MaterialerHeimdal

18 100%18Prosjled/engineer5¡UMill (%)Mill kr

Norske lev. Invest

Tabellen over viser beregning av norske leveranserved Heimdalløsningen ut fra de samme betraktningeromkring norske leveranseandeler som er gjort fortransport til Kollsnes. Det framgår av tabellen attransport av rikgass til Heimdal er beregnet til å ginorske leveranser på vel 1.350 mill 1998-kr, eller 47%av totalinvesteringen. Modifikasjonene på Heimdal,med bl. annet nytt gassbehandlingsanlegg, gir enberegnet norsk leveranseandel på 56%, mensrørledningene har norsk leveranseandel på rundt 43%for rikgassrøret og 27% for kondensatrøret.

Det framgår av tabell 5.4 at transport av rikgass tilHeimdal er beregnet til å gi norske leveranser på vel1.350 mill 1998-kr, eller 47% av totalinvesteringen.Modifikasjonene på Heimdal, med bl. annet nyttgassbehandlingsanlegg, gir en beregnet norskleveranseandel på 56%, mens rørledningene har norskleveranseandel på rundt 43% for rikgassrøret og 27%for kondensatrøret.

I tabell 5.5 og figur 5.7 er leveransene sammenliknet for de to alternativene.

7DEHOO������1DVMRQDOH�OHYHUDQVHU�IRUGHOW�Sn�Q ULQJ�L�PLOO���NU��DOWHUQDWLY�.ROOVQHV�RJ�+HLPGDO

��������7RWDOW

559 188 Forretningsmessig tjenesteyting

607 372 Bygg & anlegg

48 33 Transport

143 147 Industri

+HLPGDO.ROOVQHV

Det framgår av tabell og figur at de beregnede norskeleveransene fordeler seg med hovedvekt på bygge- oganleggsvirksomhet og forretningsmessig tjenesteyting.I tillegg får industrivirksomhet betydelige leveranser,

selv om mye av verdiskapningen her lekker ut tilutlandet gjennom utstyrsleveranser.

Transportvirksomhet vil i tillegg få endel leveransertil gasstransportsystemet.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Kollsnes Hemdal

0

L

O

O

L

R

Q

H

U

�

�

�

�

�

�

N

U

R

Q

H

U

Forr.tj.yt.Bygg&anl.TransportIndustri

)LJXU�������1DVMRQDOH�OHYHUDQVHU�IRUGHOW�Sn�Q ULQJ�L�PLOO���NU��DOWHUQDWLY�.ROOVQHV�RJ�+HLPGDO

Vi finner videre av tabell 5.5 og figur 5.7 at transporttil og behandling på Heimdal er dyrere kun transporttil Kollsnes (ekskl. behandlingsanlegg) og gir dermedogså de klart største norske leveransene. Egentlig erdette mer en avgrensingssak enn realiteter, fordi manpå Heimdalplatformen har inkludert itransportløsningen et nytt gassseparasjonsanlegg,mens disse tjenestene blir kjøpt fra et annet prosjektpå Kollsnes. For å ivareta gass-separasjonen påKollsnes skal det bygges et nyttNGL-ekstraksjonsanlegg som også vil gi betydeligenorske vare- og tjenesteleveranser. Dette inngårimidlertid ikke i Kvitebjørnprosjektet og er derforkonsekvensvurdert i en annen sammenheng.

$OWHUQDWLYH�WUDQVSRUWO¡VQLQJHU�IRU�NRQGHQVDW

For kondensat fra Kvitebjørn foreligger det trealternative transportveier. I tillegg til transport tilStatfjord B, vurderes også transport til Gullfaks C ogtil Oseberg C.

Tabellen under viser beregning av norske vare- ogtjenesteleveranser ved de tre alternativene forkondensattransport.

Det framgår av tabellen at beregnet norskleveranseandel for kondensattransport varierer fra45% ved (Statfjord B) til 51% ved Gullfaks-alternativet til hele 60% ved Osebergalternativet.Årsaken til dette er dels forskjellige tilkoblings- ogmodifikasjonskostnader på de tre plattformene, ogdels at kondensatrørledningen til Oseberg blir så langat den må bygges med en spesiell teknologi derkondensatrøret legges inne i et ytre rør. Vi har iberegningene lagt til grunn at denne rørbehandlingengjøres i Norge. Dette er imidlertid noe usikkert.

��

7DEHOO������,QYHVWHULQJHU��QRUVNH�DQGHOHU�RJ�OHYHUDQVHU�8OLNH�WUDQVSRUWO¡VQLQJHU�IRU�NRQGHQVDW

60%51%45%N. lev.andel

���������������������7RWDOW

19413520848433852040 %Modifik pl

20115315122317016890 %Tilkob./fer

2010171979516910 %Rørlegging

4955410949554109100 %Coating

0002251052560 %Rør

762948762948100 %Prosjekter.

10240651024065100 %Prol//Fors.

OsebGullStatfOsebGullStatf(%)Kond.rør

Norske leveranser imill 1998-kr

Investeringer i mill1998-kr

Andel

Sammenliknes de tre transportveiene for kondensat fraKvitebjørn, ser vi at transport til Oseberg C er klart mestkostbart, mens transport til Gullfaks er noe kortere, ogdermed billigere enn transport til Statfjord B. Dekostnadene som påløper i Kvitebjørnprosjektet er imidlertidbare et av flere elementer som inngår i beslutningen omhvilken transportvei man bør velge. Tariffkostnader forbruk av plattformens tjenester og plattformens økonomiskelevetid er blant annet andre elementer som må trekkes innnår beslutningen skal tas.

7DEHOO������1DVMRQDOH�OHYHUDQVHU�IRUGHOW�Sn�Q ULQJ�L�PLOO����NU���$OWHUQDWLYH�XWE\JJLQJVO¡VQLQJHU�IRU�NRQGHQVDW�

����������7RWDOW

239115159Forr.tjenesteyting

732229318Bygg & anlegg

201017Transport

9768104Industri

2VHEHUJ6WDWIMRUG*XOOIDNV1 ULQJ

Beregnede norske vare- og tjenesteleveranser ved detre alternative transportveiene for kondensat, fordeltpå hovednæring, framgår av tabell 5.7 og figur 5.8.

0

200

400

600

800

1000

1200

Statfjord Gullfaks Oseberg

0

L

O

O

L

R

Q

H

U

�

�

�

�

�

�

N

U

R

Q

H

U

Forr.tj.yt.Bygg&anl.Vareha/hotell/restauTransportIndustri

)LJXU�������1DVMRQDOH�OHYHUDQVHU�IRUGHOW�Sn�Q ULQJ�L�PLOO���NU��$OWHUQDWLYH�XWE\JJLQJVO¡VQLQJHU�IRUNRQGHQVDW��

Vi ser av tabellen at hoveddelen av leveranseneventes å ville tilfalle bygge- og anleggsnæringen, delsi form av rørbehandling, og dels i form avmodifikasjons- og tilkoblingsarbeider påplattformene. I tillegg får forretningsmessigtjenesteyting betydelige leveranser, dels i form avStatoils egen prosjektledelse, dels som prosjektering,og dels som ferdigstillelsesarbeider. De øvrigeleveransene tilfaller i hovedsak industrivirksomhet ogtransport.

����� 9DUH�RJ�WMHQHVWHOHYHUDQVHU�L�GULIWVIDVHQ

Driftskostnadene for Kvitebjørnprosjektet består atflere elementer. Dels påløper kostnader til drift avKvitebjørn-plattformen og til landbasert støtte, delspåløper kostnader til transport og behandling av gassog kondensat i anlegg eiet av Kvitebjørnprosjektet, ogdels påløper tariffkostnader for bruk av plattformer,transport- og behandlingsanlegg eiet av andre.

I en vurdering av norske vare- og tjenesteleveransertil Kvitebjørn i driftsfasen inngår i hovedsak drift avplattformen med tilhørende landbasert støtte. Det er iførste rekke dette som gir nye vare- ogtjenesteleveranser, og dermed virkninger for norsknæringsliv.

En oversikt over driftsleveransene tilKvitebjørnplattformen i et normalår, er vist i tabell5.8. I tabellen har vi også beregnet forventet norskandel av disse leveransene.

Det framgår av tabellen at drift avKvitebjørnplattformen med landbasert driftsstøtte i etnormalår er beregnet til rundt 200 mill 1998-kr.Kostnader, i all hovedsak tariffkostnader, til drift avtransportanleggene er her ikke tatt med.

Det framgår av tabellen at det aller meste avdriftsleveransene vil være norske leveranser.Driftsbemanningen på plattformen og i landbasertstøtte vil temmelig sikkert være norske. Det sammegjelder forpleining, transport og basevirksomhet ogvedlikeholdsarbeider.

7DEHOO�����cUOLJH�GULIWVNRVWQDGHU��QRUVNH�OHYHUDQVH��RJOHYHUDQVHDQGHOHU

����������7RWDOW

13 50%26Forsikring

21 100%21Modifikasjoner og vedlikehold

32 100%32Transport

13 40%34Driftsmateriell, reservedeler

6 100%6Forpleining

83 100%83Personell, offshore/drift

Mill kr (%)Mill kr

Norske leveranserOpex

Det som kjøpes inn fra utlandet er i første rekkereservedeler og driftsmateriell. Samlet gir dette en

��

beregnede årlig leveranser fra norsk næringsliv tildrift av Kvitebjørnplattformen i et normalår på rundt167 mill 1998-kr eller 84% at totalen.

��� 6\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU�YHGXWE\JJLQJ�RJ�GULIW�DY�.YLWHEM¡UQ

For beregning av sysselsettingsmessige virkninger avKvitebjørnutbyggingen på nasjonalt nivå, er detbenyttet en forenklet kryssløpsbasertberegningsmodell med virkningskoeffisienter hentetfra Statistisk Sentralbyrås nasjonaleplanleggings-modell MODIS.

Beregningsmodellen tar utgangspunkt i de anslåttevare- og tjenesteleveranser fra norsk næringslivfordelt på næring og år, slik disse framgår i kapittel 4ovenfor. På dette grunnlag beregnes den samledeproduksjonsverdi som skapes i norsk næringsliv somfølge av disse leveransene, både hosleverandørbedriftene selv, og hos deresunderleverandører. Produksjonsverdien blir deretterregnet om til sysselsetting målt i årsverk, ved hjelp avstatistikk for produksjon pr. årsverk i ulike bransjer.Som resultat av modellberegningene får en dermeddirekte sysselsettingsvirkninger hosleverandørbedriftene, og indirektesysselsettingsvirkninger hos bedriftenesunderleverandører. Til sammen gir dette prosjektetsproduksjonsvirkninger.

I tillegg til produksjonsvirkningene beregner ogsåmodellen prosjektets konsumvirkninger bådenasjonalt og regionalt. Konsumvirkningene oppstårsom følge av at de sysselsatte betaler skatt, og brukersin lønn til kjøp av forbruksvarer og tjenester. Forberegning av konsumvirkninger benytter modellenmarginale konsumtilbøyligheter hentet fraplanleggingsmodeller på nasjonalt nivå.

Legger en sammen prosjektets produksjonsvirkningerog konsumvirkninger, framkommer til sluttprosjektets totale sysselsettingsvirkninger. Detunderstrekes at dette er beregnede tall, sominneholder betydelig usikkerhet. En usikkerhet på 20- 30% bør en regne med.

����� �6\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU�DY.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ�Sn�QDVMRQDOW�QLYn

Tar en utgangspunkt i de beregnede norske vare- ogtjenesteleveransene til Kvitebjørn, og brukermodellapparatet beskrevet ovenfor, får en beregnetsysselsettingsmessige virkninger avutbyggingsprosjektet som vist i figur 5.9 og tabell 5.9.

Det framgår av tabell 5.9 at vare og tjenesteleveransene franorsk næringsliv til utbygging av Kvitebjørn ventes å villegi en norsk sysselsettingseffekt på til sammen 14.000årsverk, fordelt over fem år i perioden 1998 - 2003. Rundt5.500 årsverk av dette vil være direkteproduksjonsvirkninger i leverandørbedriftene, rundt 3.900

årsverk vil være indirekte produksjonsvirkninger iunderleverandørbedrifter, mens de resterende 4.800 årsverkvil være avledede konsumvirkninger som følge av desysselsattes forbruk.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1998 1999 2000 2001 2002 2003

c

UV

Y

H

UN

Konsumvirkninger

Indirekte produksjonsvirkninger

Direkte produksjonsvirkninger

)LJXU�����6DPOHGH�QDVMRQDOH�V\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU

7DEHOO�����6DPOHGH�QDVMRQDOH�V\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU

��������������������������������7RWDOW

4600 210 800 1380 1610 580 20 Konsum3750200 730 1160 1220 430 10 Indir.prod.

5460 220 880 1600 2010 720 30 Dir.prod.

Sum2003 2002 2001 2000 1999 1998TYPE V.

En fordeling av de direkte og indirekteproduksjonsvirkningene ved Kvitebjørnutbyggingenpå næring og tid framgår av tabell 5.10. Merk atkonsumvirkningene her ikke er med, damodellapparatet ikke gir grunnlag for ånæringsfordele disse.

Det framgår av tabell 5.10 at de samledeproduksjonsvirkningene på rundt 9.200 årsverk, fordelerseg med vel 2.600 årsverk på forretnings- messigtjenesteyting, herunder også Statoils prosjekt- ledelse. Forøvrig ser en at industriproduksjon ventes å ville fåproduksjonsvirkninger på rundt 3.000 årsverk, bygg oganlegg får rundt 1.400 årsverk, mens resten fordeler seg utpå, transport, varehandel og på andre næringer. I tilleggkommer konsumvirkninger på 4.600 årsverk som modellenikke kan næringsfordele.

7DEHOO������'LUHNWH��RJ�LQGLUHNWH�V\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU�

��������������������������������7RWDOW

1070 50 190 360 350 110 10 Andre næring

570 30 110 170 190 70 0 Vare, hot&rest

600 20 70 250 190 70 0 Transport

1360 170 530 390 210 60 0 Bygg &Anlegg

2590 90 340 730 1030 390 10 Forr. tj.y.

3020 60 370 860 1260 450 20 Industriprod.

Totalt200320022001200019991998Prod virkning

��

Det understrekes at sysselsettingsberegningeneinneholder usikkerhet.

����� )RUVNMHOOHU�L�V\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU�YHGDOWHUQDWLYH�WUDQVSRUWO¡VQLQJHU

Sysselsettingsvirkningene ved utbygging av de toalternative transportløsningene for gass, framgår avtabell 5.11 og figur 5.10.

7DEHOO������6\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU��YHG�DOWHUQDWLYHWUDQVSRUWO¡VQLQJHU�IRU�ULNJDVV

��������7RWDOW

1380 710Konsumvirkninger

1200 600Indirirekte produksjonsvirkninger

1550 810Direkte produksjonsvirkninger

+HLPGDO.ROOVQHVNasjonal sysselsetting

Det framgår av figur 5.10 og tabell 5.11 at alternativet med transport av gass til Kollsnes gir enberegnet sysselsettingseffekt på vel 2.200 årsverk.

0

1000

2000

3000

4000

5000

Kollsnes Hemdal

Års

verk

KonsumvirkningerIndirekte produksjonsvirkningerDirekte produksjonsvirkninger

)LJXU������6\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU�DOWHUQDWLYHWUDQVSRUWO¡VQLQJHU�IRU�ULNJDVV

Disse inngår i beregningene tabell 5.11 ovenfor.Velges alternativt Heimdal som transportløsning forgass får man en beregnet sysselsettingseffekt på vel4.100 årsverk. Forskjellen skyldes her i hovedsakstørre investeringer ved Heimdalalternativet, fordidette, som nevnt inneholder et nyttgassbehandlingsanlegg, mens Kollsnesalternativetkjøper slike tjenester utenfra. De beregnedesysselsettingseffektene i begge alternativer fordelerseg med litt under 40% på direktesysselsettingsvirkninger i leverandørbedrifter, littunder 30% i indirekte sysselsettingseffekter hosunderleverandørere, og de resterede rundt 33% påkonsumvirkninger.

En fordeling av direkte- og indirektesysselsettingsvirkninger ved de to transportløsningenefor gass framgår av tabell 5.12. Konsumvirkningeneer her ikke tatt med. Det framgår av tabellen at iKollsnesalternativet får forretningsmessigtjenesteyting, bygg og anleggsvirksomhet ogindustriproduksjon omtrent like storesysselsettingsvirkninger med 3 - 400 årsverk hver,mens mindre virkninger fordeler seg på transport,

varehandel og andre næringer. I Heimdal alternativetdominerer forretningsmessig tjenesteytingsysselsettingsbildet med nesten 1.000 årsverk. Her fårbygg og anlegg vel 600 årsverk, industri vel 400årsverk mens resten fordeler seg på transport,varehandel og andre næringer.

7DEHOO������3URGXNVMRQVYLUNQLQJHU�IRUGHOW�Sn�Q ULQJ��YHGDOWHUQDWLYH�XWE\JJLQJHU�IRU�WUDQVSRUW�DY�JDVV�cUVYHUN

���������7RWDOW370160Andre næringer18090Varehandel, hotell restaurant

160100 Transport

640380 Bygg & anlegg

960350 Forr. tjenesteyting

440330 Industriproduksjon

+HLPGDO.ROOVQHV3URGXNVMRQVYLUNQ��QDVMRQDOW

En sammenlikning av beregnedesysselsettingsvirkninger ved de tre alternativetransportløsningene for kondensat, fordelt på typevirkning, framgår av tabell 5.13.7DEHOO������6\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU��YHG�DOWHUQDWLYH�

�����WUDQVSRUWO¡VQLQJHU�IRU�NRQGHQVDW

������������7RWDOW

1080420610Konsumvirkninger

1020390560Indirekte prod. virkn

1160460640Direkte prod.virkn.

2VHEHUJ*XOOIDNV6WDWIMRUG1DVMRQDO�V\VVHOVHWWLQJ

Det framgår av tabellen at transport av kondensat tilOseberg C som det dyreste alternativet, også gir deklart største sysselsettingsvirkningene med 3.260årsverk. Til sammenlikning gir StatfjordB-alternativet vel 1.800 årsverk, mensGullfaksalternativet gir beregnedesysselsettingseffekter på nær 1.300 årsverk. I allealternativene fordeler sysselsettingsvirkningene segmed vel 35% på direkte sysselsettingsvirkninger ileverandørbedrifter, vel 30% på indirektesysselsettingseffekter hos underleverandører og resteni form av konsumvirkninger som følge av de ansattesforbruk og skattebetalinger.

En fordeling av direkte og indirekte sysselsetting vedde tre alternative transportveiene for kondensatframgår av tabell 5.14 og figur 5.11.

Det framgår av tabell og figur at næringsfordelingenvarierer noe mellom de tre alternativene. ForOsebergalternativet dominerer bygg oganleggsvirksomhet med 750 årsverk alene.Forretningsmessig tjenesteyting får her nær 500årsverk og industri 390 årsverk, mens resten fordelerseg på transport, varehandel og andre næringer. I de toandre alternativene er sysselsettingseffektene for byggog anlegg og forretningsmessig tjenesteyting omtrent

��

like store, industriproduksjon får litt lavere effekter,mens resten også her fordeler seg på transport,varehandel og andre næringer.

0

500

1000

1500

2000

2500

Statfjord Gullfaks Oseberg

c

U

V

Y

H

U

N

Andre næringerVarehandel, hotell, restau.TransportBygg & AnleggForr. tj.y.Industriproduksjon

)LJXU������'LUHNWH�RJ�LQGLUHNWH�V\VVHOVHWWLQJVYLUNQ��IRUGHOWSn�KRYHGQ ULQJ

7DEHOO������'LUHNWH�RJ�LQGLUHNWH�V\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU�IRUGHOW�Sn�KRYHGQ ULQJ

�����������7RWDOW

280110160Andre næringer

1506080Vareh., hotell & rest.

1204080Transport

750240330Bygg & Anlegg490220300Forretingsmessig tj.yt

390180250Industriproduksjon.

2VHEHUJ*XOOIDNV6WDWIMRUG3URGXNVM��YLUNQ��QDVM�

����� 1DVMRQDOH�V\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU�LGULIWVIDVHQ

Kvitebjørnplattformen vil i ordinær drift ha enbemanning på rundt 16 personer til enhver tid. Mednormal skiftordning gir dette nær 50 årsverk offshore.I borefasen og ved større vedlikeholdsarbeider vilbemanningen være større.

Landbasert driftsstøtte til Kvitebjørn vil bli foretattfra Statoils eksisterende driftsmiljøer i Bergen ellerStavanger. Behov for driftsstøtte i ordinær drift erberegnet til vel 25 årsverk. Direktesysselsettingseffekt til drift av Kvitebjørn i etnormalår blir dermed rundt 75 årsverk. I tilleggkommer sysselsettingsvirkningene av vare- ogtjenesteleveranser til prosjektet. En oversikt oversamlede sysselsettingseffekter av drift av Kvitebjørnframgår av tabell 5.15

7DEHOO������6\VVHOVHWWLQJVYLUNQLQJHU��L�GULIWVIDVHQ�IRUGHOW�SnW\SH�YLUNQLQJ

65Indirekte produksjonsvirkninger

175Direkte produksjonsvirkninger prod.virkn.

Nasjonal sysselsetting

���7RWDOW

125Konsumvirkninger

Det framgår av tabell 5.15 at samledesysselsettingseffekter av drift av Kvitebjørn i etnormalår er beregnet til 365 årsverk. Av dette vil 175årsverk være direkte sysselsettingseffekter tildriftsbemanning og i leverandørbedrifter, 65 årsverkvil være indirekte sysselsettingsvirkninger iunderleverandørbedrifter, mens de resterende 125årsverk er konsumvirkninger.Det understrekes igjen atberegningene inneholder usikkerhet.

En oppsplitting av direkte og indirektesysselsettingsvirkninger på hovednæring framgår avtabell 5.16. Konsumvirkningene er ikke tatt med.

7DEHOO������3URGXNVMRQVYLUNQLQJHU�IRUGHOW�Sn�KRYHGQ ULQJ�SUnU�L�GULIWVIDVHQ��cUVYHUN

���7RWDOW

25Andre næringer

20Varehandel, hotell & restaurant

35Transport

15Bygg & Anlegg

40Forretingsmessig tjenesteyting

75Oljevirksomhet

30Industriproduksjon

cUVYHUN3URGXNVMRQVYLUNQLQJHU�QDVMRQDOW

Det framgår av tabellen at oljevirksomhet direkte fårrundt 75 årsverk, som vist ovenfor. Resten avsysselsettingseffekten fordeler seg med rundt 30årsverk på industrivirksomhet, rundt 40 årsverk påforretningsmessig tjenesteyting, 35 årsverk påtransport, herunder basevirksomhet, 20 på varehandel,hotell og restaurantvirksomhet, vesentlig catering, 15årsverk på bygg og anlegg, og 25 årsverk på andrenæringer.I tillegg kommer 125 årsverk ikonsumvirkninger som modellen ikke kannæringsfordele med tilstrekkelig sikkerhet.

Sysselsettingsberegningene ovenfor omfatter baredrift av plattformen med landbasert driftsstøtte. Driftav transportsystemet kommer i tillegg, men girnormalt bare beskjeden ny sysselsetting.Rørledningene som tilhører Kvitebjørnprosjektet vilbli drevet fra Statoils driftssenter for rørledninger iNord-Rogaland, uten bemanningsøkninger.Leveranser av varer- og tjenester til drift avrørledningene utover dette er svært beskjedne. En kanheller ikke vente bemanningsøkninger til drift avrørledninger eiet av andre.

Det eneste som kan gi sysselsettingsvirkninger avbetydning er drift av separasjonsanleggene. VedKollsnesalternativet er dette behandlet i egen

��

konsekvensutredning. Ved Heimdalalternativet vilseparasjonsanleggene bli drevet av plattformenseksisterende bemanning, uten behov forbemanningsøkning. Kvitebjørnprosjektet bidrarimidlertid til å opprettholde den eksisterendesysselsetting på Heimdal.

��

� 8WVOLSS�RJ�PLOM¡PHVVLJHNRQVHNYHQVHU

Kapittel 6 redegjør for forventede volum ogkonsekvenser av utslipp til luft og sjø fraKvitebjørnutbyggingen. Utslippene er vurdert iforhold til utslipp fra mottaksanleggene og i forholdtil regionale utslipp.

I valg av konsept for Kvitebjørnutbyggingen er detlagt vekt på å velge løsninger som

ì utnytter eksisterende infrastruktur for produksjonav kraft og håndtering av gass, kondensat ogprodusert vann.

ì minimaliserer kjemikaliebrukenì gir en enkel prosessløsning på

Kvitebjørnplattformen

��� 8WVOLSS�WLO�OXIW

Kvitebjørnutbyggingen vil føre til utslipp til luft frakraftproduksjon, i forbindelse med boreoperasjonene,fra støttefunksjoner og utstyr på plattformen, og framottaksanlegg for gass og kondensat. Utslipp fraalternative løsninger for Kvitebjørnutbyggingener beregnet og sammenlignet med andre utslipp tilluft regionalt og nasjonalt. I tillegg er det gjortrede for aktuelle utslippsreduserende tiltak påKvitebjørnplattformen, ved kraftproduksjon ogmottaksanlegg for kondensat og gass. Tilslutt blirutslippene fra Kvitebjørnutbyggingen vurdert iforhold til de regionale miljømessigekonsekvensene av utslipp til luft.

����� 8WVOLSS�YHG�DOWHUQDWLYH�NUDIWWLOI¡UVOHU��

Det høye reservoartrykket vil bli benyttet til åtransportere gass og kondensat fram tilmottaksanleggene. Behovet for roterende utstyr påplattformen vil derfor være minimalt. Kraftbehovet vilvære størst, omtrent 10 MW, ved samtidig boring ogproduksjon, og synke til ca. 3 MW ved normal drift.

Ved overføring av kraft fra land via Troll A beregnesutslipp til luft etter en fordeling mellom gasskraft ogvannkraft på 60 / 40 fram til år 2005, og 100%gasskraft etter år 2005.

Flere alternativer for kraftproduksjon på Statfjord ervurdert. I foreliggende LCC1-analyse er installering aven ny kraftturbin lagt til grunn.

Optimalisering av kraftproduksjonen på Statfjordfelteter også en mulighet. Dette er foreløpig kun påutredningsstadiet, og er ikke tatt hensyn til iutslippsberegningene.

Egenproduksjon av kraft vil være basert på 2 stk.generatorer drevet av ‘dual fuel’ turbiner. Diesel bli

brukt som brennstoff i turbinene fram tilproduksjonen kommer igang etter ca. 1 år, deretter vilgass bli brukt som drivstoff.

Samlet kraftbehov vil avhenge av hvilketmottaksanlegg som blir valgt for kondensat. Årsakentil dette er ulike rørkonsept. For rørledningene tilStatfjord B og Gullfaks C planlegges det elektriskoppvarming slik at man kan redusere bruk av glykolved nedstenging. For rørledningen til Oseberg Cplanlegges det rør-i-rør isolasjon kombinert medhøytrykks- / enfasetransport. Dette innebærer atrørledningen må tilføres glykol ved nedstengning.Kraftbehovet vil variere i takt med antallnedstengninger.

Utslipp av CO2 og NOx er beregnet for de trealternativene (el-kabel fra land, Statfjord ogegenproduksjon), utifra Kvitebjørn sineproduksjonsprofiler og informasjon fra Statfjord ogTroll. Marginale utslipp for CO2 (mill. tonn pr. år) ogNOx (tonn pr. år) er vist i figur 6.1 og 6.2.

���� ���� ���� ���� ���� ���� ����

cU

�

�����

����

�����

����

�����

����

�����

����

P

L

O

O

�

�

W

R

Q

Q

�

&

2

�

(O��NDEHO�IUD

ODQG

6WDWIMRUG

.YLWHEM¡UQ

)LJXU�����0DUJLQDOH�XWVOLSS�DY�&2���PLOO��WRQQ�nU�

Totale marginale utslipp med kraftforsyning fra landvia Troll A, fra Statfjord eller ved egen produksjon avkraft i perioden 2001 - 2020, er vist i tabell 6.1.Tallene gjelder for transport av kondensat til GullfaksC. Ved valg av Statfjord B eller Oseberg C sommottaksanlegg for kondensat, vil utslippene iforbindelse med kraftproduksjonen bli noe mindre.

7DEHOO�����7RWDOH�PDUJLQDOH�XWVOLSS�IUD�NUDIWSURGXNVMRQ��L�SHULRGHQ�������������

14000,30Kvitebjørn

13600,30Stafjord

4200,19El. kabel fra land

12[��WRQQ�&2

���PLOO��WRQQ���.UDIWSURGXVHQW

��

1 LCC = Life Cycle Cost

���� ���� ���� ���� ���� ���� ����

cU

�

��

���

���

���

W

R

Q

Q

�

1

2

[

(O��NDEHO�IUD

ODQG

6WDWIMRUG

.YLWHEM¡UQ

)LJXU�����0DUJLQDOH�XWVOLSS�DY�12[��WRQQ�nU�

����� 8WVOLSS�NQ\WWHW�WLO�ERULQJ

Kvitebjørninstallasjonen skal utstyres med fullborepakke. Det skal etter planen bores 11 brønner,herav 9 produksjonsbrønner, 1 injeksjonsbrønn og enbrønn for framtidig bruk. Den siste brønnen vil blisideboret inn på hovedstrukturen dersom den er tørr.Alle brønnene planlegges boret fra plattformen.

Det vil bli boret og komplettert 4 brønner førproduksjon og leveranse av gass og kondensat starter.De resterende brønnene blir boret fortløpende etterproduksjonsstart. Etter om lag 3 år vil den planlagteboreperioden være over, og virksomheten går over ien ren produksjonsfase.

Utslippene knyttet til produksjonen av kraft forboring, komplettering og reinjeksjon av oljeholdigborekaks og drenasjevann vil avhenge av valgtstrømleverandør. Utslippene fra de alternativestrømleverandørene er omtalt nærmere i kap. 6.1.1.

Under opprensking og testing av brønnene vil gassenbrennes av over brennerbom. Med dagens teknologi erdet ikke mulig å unngå å brenne gassen, men for åredusere utslippene vil brønntestingen bli redusert tilet minimum. For hver brønn er det antatt at en vilbrenne av ca. 2 mill. m3 gass. Beregnede utslipp avCO2, NOx, nmVOC og CH4 pr. brønn og totalt for 10brønner, er vist i tabell 6.2.

7DEHOO�����8WVOLSS�IUD�EU¡QQWHVWLQJ�SU��EU¡QQ

4,800,48&+�

1,200,12QP92&

2402412[

0,05 mill4 680&2�

7RWDOXWVOLSS��WRQQ�8WVOLSS�SU��EU¡QQ��WRQQ�

����� 8WVOLSS�NQ\WWHW�WLO�SURGXNVMRQ

Nødvendige støttefunksjoner for Kvitebjørn er

ì helikoptertransportì beredskapsfartøyì forsyningsskip

Boligkvarteret på Kvitebjørnplattformen vil bli utstyrtmed 90 senger. Under normal drift, dvs etter atplanlagt boring er gjennomført, vil plattformen ha enbemanning på ca. 20 personer.

Det er ikke gjort egne beregninger av utslipp frahelikopter- og båttrafikk i tilknytning til Kvitebjørn.Kvitebjørn er en del av Tampen-området. Figur 6.3viser utslipp av NOx for hele Tampen-området fordeltpå de ulike kildene. Figuren viser at utslipp itilknytning til helikoptertransport, beredskapsfartøyog forsyningsskip utgjør ca. 1/3 av de totale NOx

utslippene. Utslippene fra støttefunksjoner itilknytning til Kvitebjørnutbyggingen vil være små ifohold til totalutslippene i Tampen-området. I tilleggvil utslippene fra Kvitebjørnutbyggingen komme iperioden fra 2001 og utover, samtidig somtotalutslippene fra Tampenområdet går ned.

���� ���� ���� ����

cU

�

�

��

��

��

��

��

�

�

�

�

�

W

R

Q

Q

�

1

2

[

'LHVHO�HQJLQHV

'LHVHO�HQJLQHV

%RULQJ

)DNNHO

+HOLFRSWHU�WUDIILF

6KXWWOH

6WDQGE\

6XS

7XU

)LJXU�����8WVOLSS�DY�12[��WRQQ�nU��L�7DPSHQRPUnGHW�����IRUGHOW�Sn�NLOGHU

.DOGYHQWLOHULQJ�

Plattformen består kun av høyttrykks hydrokarbonsystemer, derfor installeres et høytrykks kaldventileringssystem. For å redusere fakkelbomlengdenog størrelsen på høyttrykks væskeutskiller planleggesdet installering av HIPPS2 ventiler på hverbrønnstrøm.

Kaldventilering vil eventuelt bli benyttet som ensikkerhetsforanstaltning og ved planlagtenedstengninger (1 pr. år). Det er beregnet at ca.25.000 Sm3 gass blir sluppet ut hver gang systemet eri bruk. Av miljømessige årsaker er det imidlertidønskelig å brenne gassen som slippes ut vedtrykkavlastning

��

2 HIPPS = High Integrity Pressure Protection System

Siden det kun trykkavlastning ved nødsituasjoner ogvedlikehold på plattformen, er det ikke sett på somnødvendig å installere et pilot system for kontinuerligantennelse av fakkelen. Det vurderes derfor etautomatisk eller manuelt antennelsessystem somantenner gassen ved en slik situasjon.

8WVOLSS�IUD�EHKDQGOLQJ�DY�JDVV��

Kollsnes og Heimdal er aktuelle mottaksanlegg forprosessering av gass fra Kvitebjørn.

Ved tilknytning til Heimdal vil gassen bli tørket førvideresending gjennom Statpipesystemet til Kårstø.Assosiert væske sendes enten i eksisterende rør inn iForties - systemet, eller via et nytt rør til Frigg ogvidere i Frostpipe til Sture via Oseberg TransportSystem (OTS).

Ved tilknytning til Kollsnes blir gassen tørket ogeksportert. Det planlegges et nytt NGL -ekstraksjonsanlegg på Kollsnes. Denne utbyggingener omtalt i en egen konsekvensutredning. Kollsnesanbefaler at Kvitebjørn kobler seg til et ev. nyttNGL-anlegg.

Prosesseringen i duggpunktsanlegget på Kollsnes ersammenlignbart med behandlingsanlegget påHeimdalsplattformen.

Marginale utslipp (tonn pr. år) av CO2 og NOx erberegnet for:

ì Heimdal (tørking og komprimering)ì Kollsnes (tørking i duggpunktsanlegg)ì Kollsnes (prosessering i NGL-ekstraksjonsanlegg)

basert på produksjonsprofiler for perioden 2002 -2020, jf. figur 6.4 og 6.5.

NGL-ekstraksjonsanlegget videreforedler gassen, ogkan derfor ikke direkte sammenlignes med prosessenpå Heimdal og duggpunktsanlegget på Kollsnes.

���� ���� ���� ���� ���� ���� ����

cU

�

����

���

����

���

P

L

O

O

�

�

W

R

Q

Q

�

&

2

�

+HLPGDO

.ROOVQHV

�W¡UNLQJ�

.ROOVQHV

�1*/�

)LJXU�����0DUJLQDOH�XWVOLSS�DY�&2����JDVVPRWWDN

Prosessen i NGL-anlegget er kraftkrevende. Vedberegning av utslippstallene for NGL -ekstraksjonsanlegget er det ikke tatt hensyn til at deter anbefalt elektriske drivere for ekstraksjonsanlegget.Kraften til NGL-anlegget vil da bli hentet frael-nettet, og sansynligvis være produsert ved etgasskraftverk i Europa. Kun 15% av totalutslippet avCO2 og NOx vil komme på Kollsnes. De resterende85% vil komme der den elektriske kraften blirprodusert. Figurene viser totalutslippet.

���� ���� ���� ���� ���� ���� ����

cU

�

��

��

��

��

���

���

W

R

Q

Q

�

1

2

[

+HLPGDO

.ROOVQHV

�W¡UNLQJ�

.ROOVQHV

�1*/�

)LJXU�����0DUJLQDOH�XWVOLSS�DY�12[���JDVVPRWWDN

Totale marginale utslipp for perioden 2002 - 2020(tonn) og utslipp pr. tonn oljeekvivalient (toe) vedtilknytning til Heimdal og Kollsnes, er vist i tabell 6.3og 6.4.

7DEHOO�����8WVOLSS�YHG�JDVVPRWWDN���&2�

341,7Kollsnes (NGL)

70,3Kollsnes (tørking)

241,3Heimdal

&2���NJ�WRH�&2

���PLOO��WRQQ�*DVVPRWWDN

7DEHOO�����8WVOLSS�YHG�JDVVPRWWDN���12[

241200Kollsnes (NGL)

7240Kollsnes (tørking)

201100Heimdal

12[��J�WRH�12

[��WRQQ�*DVVPRWWDN

8WVOLSS�IUD�EHKDQGOLQJ�DY��NRQGHQVDW:

Det ustabile kondensatet fra Kvitebjørn vil bliprossesert og blandet med olje på mottaksanlegget.Oseberg C, Statfjord B og Gullfaks C er aktuellemottaksanlegg for kondensatet.

På Gullfaks og Statfjord vil oljen bli lastet til tankskipfra eksisterende lastebøyer. På Oseberg vil blandingenbli eksportert i rørledning til landterminalen på Sture.

��

Osebergalternativet vil derfor ikke gi utslipp avnmVOC.

Det pågår prosjekt både for Statfjord og Gullfaks forreduksjon av nmVOC-utslippene i forbindelse medbøyelasting. Dette gjøres enten ved gjenvinning avnmVOC fra lastetanker på skytteltankere ogtilbakeføring til lasten, eller ved gjenvinning avnmVOC og bruk som drivstoff i motorene påskytteltankere.

Begge løsningene er i ferd med å bli testet ut, og er pr.idag installert på en skytteltanker. Dersomteknologien er vellykket, så vil implementeringen avtiltak gi en total reduksjon av nmVOC-utslipp frabøyelasting på ca. 70%. Disse planene omfatteroppgradering av 8 (muligens 9) skytteltankere somtrafikkerer Gullfaks og Statfjord innen 2002 - 2003.

I tillegg er reduksjon av damptrykket for å redusereavdampingen av nmVOC planlagt gjennomført påStatfjordfeltet fra 1999. Dette vil gi en årlig reduksjoni VOC-utslipp på 30 - 40%.

Samlet sett vil utslippene av nmVOC være redusertbetraktelig innen Kvitebjørn kommer i drift i år 2002.

I forbindelse med behandlingen av kondensatet påmottaksanleggene vil det bli mindre utslipp av CO2 ogNOx fra turbiner, kompressorer, m.m. Utslipp av CO2

og NOx er beregnet for de tre alternativene basert påopplysninger fra mottaksanleggene ogproduksjonsprofiler for perioden 2002 - 2020.Marginale utslipp (tonn pr. år) er vist i figur 6.6 og6.7.

Totale marginale utslipp for perioden 2002 - 2020(tonn) og utslipp pr. tonn oljeekvivalent (toe) vedtilknytning til Gullfaks C, Statfjord B og Oseberg C,er vist i tabell 6.5 og 6.6.

���� ���� ���� ���� ���� ���� ����

cU

�

����

����

����

����

����

PLOO��WRQQ�&2�

2VHEHUJ&6WDWIMRUG%*XOOIDNV&

)LJXU�����0DUJLQDOH�XWVOLSS�DY�&2����NRQGHQVDWPRWWDN

���� ���� ���� ���� ���� ���� ����

cU

�

��

���

���

���

W

R

Q

Q

�

1

2

[

2VHEHUJ

&

6WDWIMRUG

%

*XOOIDNV

&

)LJXU�����0DUJLQDOH�XWVOLSS�DY�12[���NRQGHQ�PRWWDN

7DEHOO�����8WVOLSS�YHG�NRQGHQVDWPRWWDN���&2�

150,25Oseberg C

130,22Statfjord B

160,26Gullfaks C

&2���NJ�WRH�&2

���PLOO��WRQQ�.RQGHQVDWPRWWDN

7DEHOO�����8WVOLSS�YHG�NRQGHQVDWPRWWDN���12[

33550Oseberg C

41680Statfjord B

611000Gullfaks C

12[��J�WRH�12

[��WRQQ�.RQGHQVDWPRWWDN

����� 2SSVXPPHULQJ���XWVOLSS�WLO�OXIW

Totale utslipp til luft fra Kvitebjørn-utbyggingen ervist i figur 6.8 og 6.9. Utslippstallene gjelder forkraftforsyning fra land via Troll A, gassmottak påKollsnes med tilknytning til NGL-anlegget ogkondensatmottak på Statfjord B.

���� ���� ���� ���� ���� ���� ����

cU

�

����

���

����

���

P

L

O

O

�

�

W

R

Q

Q

�

&

2

�

(O��NDEHO�IUD�ODQG

6WDWIMRUG�%

.ROOVQHV��1*/�

)LJXU�����7RWDOH�PDUJLQDOH�XWVOLSS�DY�&2��

��

Figurene viser at utslippene fra kraftproduksjon ogmottaksanlegg for kondensat vil være små sett iforhold til utslippet fra NGL-anlegget på Kollsnes.Dette gjelder spesielt utslipp av CO2. Som tidligerenevnt vil kun 15% av det beregnede totalutslippet avCO2 og NOx fra NGL-anlegget komme på Kollsnes.De resterende 85% vil komme i forbindelse medproduksjon av den elektriske kraften på kontinentet.Figurene viser totalutslippet.

���� ���� ���� ���� ���� ���� ����

cU

�

��

���

���

���

WRQQ�12[

(O��NDEHO�IUD�ODQG6WDWIMRUG�%

.ROOVQHV��1*/�

)LJXU�����7RWDOH�PDUJLQDOH�XWVOLSS�DY�12[

Tabell 6.7 viser totale marginale utslipp forKvitebjørn-utbyggingen med kraftforsyning (el.kabelfra land via Troll A), mottak for kondensat (StatfjordB) og mottak for gass (Kollsnes NGL-anlegg).

7DEHOO�����7RWDOH�PDUJLQDOH�XWVOLSS�DY�&2��RJ�12[

��������6XP

12001,70Kollsnes (NGL)

6800,22Statfjord B

4200,19Troll A

12[��WRQQ�&2

���PLOO��WRQQ�

Totale marginale utslipp for perioden 2001 - 2020 på2,1 mill. tonn CO2 og 2.300 tonn NOx, gir utslipp pr.oljeekvivalent for Kvitebjørn-utbyggingen på hhv 39kg CO2/toe og 42 g NOx.

����� 6DPPHQOLJQLQJ�PHG�DQGUH�XWVOLSS�WLO�OXIWUHJLRQDOW�RJ�QDVMRQDOW

Avhengig av hvilket alternativ som blir valgt, så vilutslippene til luft fra Kvitebjørn komme fra Tampen-eller Oseberg-området, og Heimdal- ellerKollsnesområdet.

8WVOLSSVSURJQRVHU�IRU�&2��

De regionale utslippsprognosene for Nordsjøen erbasert på operatørenes innrapportering til revidertnasjonalbudsjett for 1997.

Figur 6.10 viser utslippsprognosene for regionene iNordsjøen. Antatt topp i energiforbruket er i år 2002med et estimert CO2 utslipp på i underkant av 10millioner tonn. Størst er utslippene fraTampen-området. På Tampen dominerer utslippenefra Statfjord og Gullfaks. Etter år 2002 synkerutslippsnivået, og den nedadgående trenden fortsettervidere slik at utslippene i år 2014 er estimert til iunderkant av 6 mill. tonn CO2.

���� ���� ���� ����

cU

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

��

P

L

O

O

�

�

W

R

Q

Q

�

&

2

�

7UROO

7DPSHQ

6OHLSQHU

2VHEHUJ

)ULJJ���+HLPGDO

(NRILVN

)LJXU������3URJQRVHU�IRU�&2��XWVOLSS

Samlede norske utslipp av CO2 utgjør i dag omlag 40mill. tonn. Av dette kommer omlag 10 mill. tonn franorsk sokkel. I maks. året utgjør utslippene avdrivhusgasser knyttet til driften av Kvitebjørn (år2007-2008) 2% av de samlede CO2-utslippene frapetroleumsaktiviteten i Nordsjøen i samme periode.Dette tallet er basert på Kollsnes som gassmottak medtilknytning til NGL-anlegget, Statfjord B somkondensatmottak og strømforsyning via elektriskkabel.

8WVOLSSVSURJQRVHU�IRU�12[:

Utslippsprognosene for NOx, jf. figur 6.11, bygger påtall innrapportert fra operatørene i Nordsjøen tilrevidert nasjonalbudsjett for 1997.

Antatt topp i utslippet er i år 2000 med ca. 35 tusentonn. Største NOx-kilde utslipp fra forbrenning iturbiner.

Utslippene fra Kvitebjørn-utbyggingen vil vedmaksimalt utslippsnivå (2006 - 2007) tilsvare ca 1%av NOx-utslippene i Nordsjøen. Dette tallet er basertpå den mest sannsynlige utbyggingsløsningen, -Kollsnes som gassmottak med tilknytning tilNGL-anlegget, Statfjord B som kondensatmottak ogstrømforsyning via elektrisk kabel.

��

���� ���� ���� ����

cU

�

��

��

��

��

W

X

V

H

Q

�

W

R

Q

Q

�

1

2

[

7UROO

7DPSHQ

6OHLSQHU

2VHEHUJ

)ULJJ���+HLPGDO

(NRILVN

)LJXU������3URJQRVHU�IRU�12[�XWVOLSS

8WVOLSSVSURJQRVHU�IRU�QP92&:

Utslipp av nmVOC kommer i all hovedsak fraavdamping av lette hydrokarboner ved lasting avskytteltankerne.

Utslippsprognoser for nmVOC er vist i figur 6.12.

Mesteparten av utslippene stammer fra aktiviteten påTampen, og da særlig i forbindelse med bøyelastingpå Statfjord og Gullfaks. De samlede utslipp avnmVOC fra norsk petroleumsvirksomhet utgjør omlag40% av de totale norske utslippene. Utslippene erberegnet å falle fra dagens nivå på omlag 230 tusentonn pr. år til omlag 110 tusen tonn pr. år rundt år2010, som følge av fallende oljeproduksjon.

���� ���� ���� ����

cU

�

��

���

���

���

���

W

X

V

H

Q

�

W

R

Q

Q

�

Q

P

9

2

&

7UROO

7DPSHQ

6OHLSQHU

2VHEHUJ

)ULJJ���+HLPGDO

(NRILVN

)LJXU������3URJQRVHU�IRU�QP92&�XWVOLSS

Planlagte tiltak med gjenvinning av nmVOC fralastetanker vil langt på vei eliminere et potensieltutslipp av nmVOC ved valg av Gullfaks C ellerStatfjord B som mottaksanlegg.

����� 8WVOLSSVUHGXVHUHQGH�WLOWDN

8WVOLSSVUHGXVHUHQGH�WLOWDN�Sn�.YLWHEM¡UQSODWWIRUPHQ:

Brønntrykket vil drive prosessen på Kvitebjørn ogeksporten av gass og kondensat til de aktuellemottaksanleggene. Kraftbehovet på Kvitebjørn -plattformen begrenser seg derfor til boring og drift avhjelpesystemer og boligkvarter.

Det vurderes å installere HIPPS ventiler på allebrønnene på Kvitebjørn-plattformen. HIPPS ventilenebegrenser utslippene under hendelser som kanforårsake overtrykk i prosessanlegget.

8WVOLSSVUHGXVHUHQGH�WLOWDN�YHG�NUDIWSURGXNVMRQ�

Det er ikke tatt stilling til hvilken av plattformene påStatfjord feltet som eventuelt skal forsyne Kvitebjørnmed kraft. Statfjord lisensen arbeider aktivt med tiltaksom kan gi en mer effektiv kraftgenerering ogkraftdistribusjon. Et slikt tiltak er utskifting avluftfilter på turbiner på Statfjord B og C. Dette viletter planen bli gjennomført i år 2000, og gi enreduksjon i utslipp i snitt pr. år på 7.400 tonn CO2 og29 tonn NOx.

Optimalisering av kraftproduksjonen for heleStatfjord feltet blir vurdert som det mest effektiveutslippsreduserende tiltaket, men er foreløpig kun påidé-stadiet.

Dersom egenproduksjon av kraft blir aktuelt, vil etalternativ være å installere 2 stk. generatorer drevet av‘dual fuel’ turbiner, hver på 6 MW. Egenproduksjonav kraft er lite ønskelig sikkerhetsmessig, og pgavektbegrensninger på plattformen. Egenkraftproduksjon på Kvitebjørn vil bli dimensjonert foret kraftbehov på 10 MW ved samtidig boring ogproduksjon. Under samtidig boring og produksjon vilbegge turbinene være i drift. Etter boring vil bare enav turbinene kjøres om gangen.

8WVOLSSVUHGXVHUHQGH�WLOWDN�YHG�PRWWDNVDQOHJJ�IRUNRQGHQVDW�

Etter 01.01.96 er følgende tiltak gjennomført ellervedtatt gjennomført på Statfjordfeltet:

ì installering av varmegjenvinningsenhet påStatfjord A

ì nytt styresystem for turbiner og kompressorer påStatfjord B og C

ì erstatte hydrokarbongass med nitrogen iavluftingsanlegg for injeksjonsvann på Statfjord Bog C

Tilsammen vil disse tiltakene bety en gjennomsnittligreduksjon av CO2-utslippene fra Statfjordfeltet påomlag 6% sammenlignet med situasjonen uten tiltak.

��

I tillegg vurderes bl.a.:

ì degassing av produsert vann på Statfjord A, B ogC

ì reewheeling av 2. og 3. kompresjonstrinn påStatfjord B og C

ì utskifting av luftfilter på turbiner på Statfjord B ogC

Disse tiltakene representerer et potensiale påytterligere 6% reduksjon av CO2-utslippene fraStatfjordfeltet dersom de blir gjennomført. Tiltakenevil gi en prosentvis reduksjon i NOx omtrenttilsvarende den for CO2.

I tillegg kommer tidligere nevnte tiltak for å redusereutslipp av nmVOC ved bøyelasting.

På Gullfaksfeltet er følgende tiltak gjennomført ellerbesluttet gjennomført etter 01.01.96:

ì slukket fakkel, Gullfaks A og C

ì nye filter på inntak til turbiner, Gullfaks A, B ogC

ì forbedret faklingsstrategi

ì redusert eksporttrykk som følge av ny rørledning

ì oppvarming av brønnstrømsrør, redusert behovfor trykkavlastning og dermed mindre fakling

ì endret regulering av inntaksluft til turbiner

ì lav-NOx turbin, Gullfaks A

Disse tiltakene gir en samlet reduksjon av CO2-utslippfra Gullfaksfeltet på omlag 20%.

I tillegg vurderes bl.a.:

ì HP fakkel direkte til sugeside 1. stegsrekompressor

ì splittet vanninjeksjonsmanifold Gullfaks C

ì 4 kjels dampkraft Gullfaks C m/ elkabel tilGullfaks A via Gullfaks B

ì 3 kjels anlegg Gullfaks A + 3 kjels anleggGullfaks C

Disse tiltakene representerer et potensiale påytterligere 9% reduksjon av CO2-utslippene, og enlignende reduksjon av NOx-utslippene, dersom de blirgjennomført.

I tillegg kommer tidligere nevnte tiltak for å redusereutslipp av nmVOC ved bøyelasting.

Følgende tiltak er gjennomført eller planlagtgjennomført på Oseberg-feltet:

ì dampkraft planlegges satt i drift på Osebergfeltsenter innen 1999. Dette vil redusere utslippetav CO2 med 14%.

ì modifiserte turbinblader på Oseberg C ogOseberg feltsenter for å øke virkningsgraden

ì lukket HP fakkel er installert på Osebergfeltsenter

ì div. tiltak for å øke prosessanleggets regularitetble gjennomført på Oseberg C i 1997, I sumreduserte disse tiltakene utslippet av CO2 med50%.

I tillegg vurderer Hydro å skifte til lav-NOx brennerebåde på Oseberg C og Oseberg feltsenter.

8WVOLSSVUHGXVHUHQGH�WLOWDN�YHG�PRWWDNVDQOHJJ�IRUJDVV�

Gassmottak på Kollsnes:

Utslippsreduserende tiltak beskrives i en egenkonsekvensutredning for byggingen av NGL -anlegget på Kollsnes.

Gassmottak på Heimdal:

Det skal også installeres en ny lav-NOx turbin somskal produsere kraft til komprimering av gass forvidere eksport. Lav- NOx turbiner gir ca. 80% lavereutslipp av NOx i forhold til turbinene som brukes påoffshore installasjonene idag.

Ved en eventuel tilkobling av gassrørledningen fraKvitebjørn planlegger Hydro å installere envarmegjenvinningsenhet (WHRU). Dette vil reduserede totale marginale utslippene av CO2 og NOx fraKvitebjørn-utbyggingen på Heimdal-plattformen medca. 45%.

����� 5HJLRQDOH�PLOM¡PHVVLJH�NRQVHNYHQVHU�DYXWVOLSS�WLO�OXIW

Statoil, Norsk Hydro og Saga utarbeidet i 1995 enregional konsekvensutredning for Tampen - området.Utredningen hadde som formål å kartlegge og vurderede samlede virkningene av oljevirksomheten påTampen-området, og inneholdt bl.a. utslippsprognoserfor CO2, NOx, nmVOC og produsert vann, og analyserav hvilke konsekvenser disse utslippene villemedføre.

I 1997 ble det laget et vedlegg til Tampenutredningenmed oppdaterte utslippsprognoser for hhv CO2, NOx,nmVOC og produsert vann.

Vurderingene av regionale miljømessigekonsekvenser av utslipp til luft og sjø (kap. 6.2.6)

��

bygger i hovedsak på Tampenutredningen fra 1995,og vedlegget fra 1997.

En ny regional konsekvensutredning for helenordsjøområdet vil foreligge ved utgangen av 1998. I denneutredningen vil det foreligge nye oppdaterteutslippsprognoser og analyser av konsekvenser av utslipp.

&2����XWVOLSSHQH�RJ�NOLPDVS¡UVPnO:

Gassene karbondioksid (CO2), metan (CH4) oglystgass (N2O) bidrar til "drivhuseffekten" ved at deabsorberer den langbølgete varmestrålingen frajorden. Alle disse gassene forekommer naturlig iatmosfæren, men det er antatt at denkonsentrasjonsøkningen som er blitt observert i detteårhundret for en stor del skyldes menneskeskapteutslipp. I følge FNs klimapanel vil en fortsatt økningkunne føre til en hevning av jordensmiddeltemperatur.

Gassenes relative påvirkning bestemmes bl.a. ut fraderes evne til å absorbere langbølget stråling og deresoppholdstid i atmosfæren. Det er vanlig å oppgi dettesom "CO2-ekvivalenter".

Utvinning av olje og gass på norsk kontinentalsokkel stårfor tiden for 22% av de totale norske utslippene av CO2.Effekten av klimagassutslipp er global. Praktisk talt allenettoutslipp av den viktigste klimagassen CO2, stammer fraforbruk av fossile brensler.

.RQVHNYHQVHU�DY�XWVOLSS�WLO�OXIW�IUD�.YLWHEM¡UQ��UHJLRQDO�YXUGHULQJ:

Utslippene av NOX og nmVOC er de viktigste i enregional konsekvenssammenheng. NOX kan bidra tilforsuring av jordsmonn og ferskvann, gjødslings-effekt på vegetasjon og dannelse av bakkenært ozon,mens nmVOC kan bidra til dannelse av bakkenærtozon.

I Norge er forsuring av ferskvann og jordsmonnsærlig knyttet til atmosfærisk tilførsel av svovel- ognitrogenforbindelser. Etterhvert som utslippene avsvovelforbindelser reduseres, vil nitrogenforbindelserbidra til en stadig større del av forsuringen.

Dersom nitrogenbelastningen overskrider det somvegetasjonen kan nyttiggjøre seg som gjødsel, ellersom jordsmonnet kan binde, vil overskuddet rennegjennom jordsmonn og løsmasser og ende ivassdragene som nitrat. I en slik situasjon vilnitrogentilførsel virke forsurende på samme måte somsvoveltilførsel.

De oppdaterte utslippsprognosene fra 1997 viser atutslippene av NOx fra Tampen-området utgjør ca. 1/6av utslippene i Nordsjøen. Det er imidlertid knyttetstor usikkerhet til de beregningsmodellene som erbrukt for å anslå utslippenes bidrag til sur nedbør.Nye beregninger vil bli gjort i den regionalekonsekvensutredningen for Nordsjøen.

I de oppdaterte utslippsprognosene iTampenutredningen ble det anslått at bidraget til øktozon-nivå i Sør-Norge som følge av nmVOC- utslippfra Tampenområdet var omlag 0,06%. Det erimidlertid også knyttet stor usikkerhet tilberegningsmodellene som er brukt for å analyserekonsekvensene av utslipp av nmVOC.

Ozon er en naturlig bestandel av atmosfæren ogdannes primært ved at oksygen spaltes av sollyset istratosfæren og i den øvre troposfæren.

Vertikalutveksling i troposfæren bringer ozonrik luftned mot jordas overflate. Ozon kan imidlertid ogsådannes i troposfæren ved nedbrytningsprodukter avhydrokarboner og nitrogenoksider. Denneozondannelsen er spesielt virksom i sommerhalvåret, iområder der det er store utslipp av bådenitrogenoksider og hydrokarboner. Bakkenært ozonkan i ugunstige situasjoner (episoder med høyozonkonsentrasjon) virke hemmende på plantevekst.

Selv om tålegrensene for ozon er tidvis overskredetlangs hele Vestlandskysten, er det ikke rapportert omvegetasjonsskader som skyldes denne oksidanten.

Etter år 2000 viser utslippsprognosene for NOx ognmVOC i Nordsjøen en kraftig reduksjon (se fig.6.11, 6.12). Utslippstoppen fra Kvitebjørn inntrefferår 2004-2005, i en periode da utslippene av NOx ognmVOC fra oljeaktiviteten i Nordsjøen er redusertmed hhv 15% og 70% sammenlignet med i dag.

����� 2SSVXPPHULQJ����XWVOLSS�WLO�OXIW�IUD.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ

Kraftforsyningen på Kvitebjørnplattformen kanbasere seg på elektrisk kabel fra land, fraStatfjordfeltet, eller på egenproduksjon av kraft påKvitebjørn. Optimalisering av kraftproduksjonen påStatfjordfeltet vil kunne føre til at Kvitebjørn sittkraftbehov ble dekket uten tillegg i utslipp, men disseplanene er foreløpig kun på utredningsstadiet.Løsningen med el-kabel fra land vil derfor pr. idag medføre mindre utslipp av CO2 og NOx ennkraftproduksjon offshore.

Ved behandling av kondensat på de alternativemottaksanleggene vil det bli mindre utslipp av CO2 ogNOx. I forhold til eksisterende utslipp fra dissemottaksanleggene er utslippene forbundet medbehandlingen av kondensat fra Kvitebjørn heltmarginale. Det er derfor ikke kostnadseffektivt åiverksette dedikerte miljøteknologitiltak på disseanleggene kun for Kvitebjørnvolumene. Ved samtligemottaksanlegg er det imidlertid besluttet og planlagten rekke miljøteknologiske tiltak. For Statfjordfeltetrepresenterer gjennomførte og besluttede tiltak enreduksjon av hhv CO2 og NOx på tilsammen 6%. ForGullfaksfeltet er det beregnet at besluttede oggjennomførte tiltak gir en reduksjon på ca. 20% iforhold til en situasjon uten tiltak.

��

I forhold til 1996 nivå har Norsk Hydro som mål åredusere utslipp av CO2 fra eksisterende installasjonermed 10% (pr. prod. MWh) innen 2002. For NOx ermålsettingen å redusere utslipp fra alle installasjonermed 20% (pr. prod. MWh) innen år 2000 og 50%(pr.prod. MWh) innen 2005.

Planlagte tiltak med gjenvinning av nmVOC fralastetanker vil langt på vei eliminere et potensieltutslipp av nmVOC ved valg av Gullfaks C ellerStatfjord B som mottaksanlegg for kondensat.

Prosessering av gass fra Kvitebjørn på Kollsnes ellerHeimdal vil medføre utslipp av CO2 og NOx. På Kollsnesder NGL-ekstraksjon er anbefalt utbyggingsløsning, vilsamlet utslipp over perioden 2002 - 2020 være istørrelsesorden 1,66 mill. tonn CO2 og 1.200 tonn NOx. Kun15% av dette vil være utslipp på Kollsnes. Kraftbehovetforutsettes dekket ved økt kraftimport fra gasskraftverk påkontinentet, og de resterende 85% vil komme der denelektriske kraften blir produsert.

For Heimdalalternativet vil utslipp fra gassbehandlingog videretransport gi et samlet utslipp i perioden 2002- 2020 på ca. 1,28 mill. tonn CO2 og 1.100 tonn NOx.

��� 8WVOLSS�WLO�VM¡Dette kapitlet oppsummerer forventede utslipps-mengder til sjø fra utbygging og regulær drift avKvitebjørn.

Utslipp til sjø fra Kvitebjørn plattformen vil ihovedsak være knyttet til boreaktivitetene. Utslippknyttet til produksjonsfasen vil i hovedsak skje framottaksanleggene for gass og kondensat.

De regulære utslippene til sjø består av:

ì avfall fra boring

ì kjølevann

ì drenasjevann

ì sanitæravløpsvann

ì produsert vann

I det etterfølgende er omtalen konsentrert om avfallfra boring og produsert vann. Der de øvrigeavløpsstrømmene bidrar med samme typekomponenter, er dette trukket inn i vurderingene.

����� 8WVOLSS�L�IRUELQGHOVH�PHG�ERUH��RJEU¡QQRSHUDVMRQHU

Den øverste brønnseksjonen vil bli boret med sjøvannog vannbaserte viskøse piller. Ved boring medvannbasert boreslam vil kaks og slam bli sluppet ut isjøen.

Ved boring av de resterende brønnseksjonene er detplanlagt å bruke oljebasert boreslam. Når oljebasertslam benyttes vil hverken kaks eller slam bli sluppetut. Det planlegges å reinjisere kaks og slam i en egeninjeksjonsbrønn. Dersom det skulle oppstå problemermed å deponere avfallet i brønnen på denne måten, vilavfallet bli tatt til land og levert til godkjent mottakfor spesialavfall. Reinjeksjon av avfallet ermiljømessig å foretrekke og er prioritert.

Planlagte utslipp til sjø fra boreaktiviteten er vist itabell 6.8.

7DEHOO������3ODQODJWH�XWVOLSS�WLO�VM¡�IUD�ERUHDNWLYLWHWHQ

5570 m32OMHEDVHUW�ERUHNDNV

1500 m32OMHEDVHUW�VODP

3800 m39DQQEDVHUW�ERUHNDNV

1000 m39DQQ�EDVHUW�VODP

5HLQMLVHUW8WVOLSS�WLO�VM¡

Av den vannbaserte borevæsken utgjør sjøvann omlag70 vektprosent, resten er borekjemikalier. Avkjemikaliene utgjør barytt omlag 80 % , hvoravmesteparten er bariumsulfat. Forøvrig inneholderborevæsken polymerer, uorganiske salter og glykol.

Tabell 6.9 viser sammensetningen av det vannbaserteslammet som er planlagt brukt.

7DEHOO������6DPPHQVHWQLQJHQ�DY�GHW�YDQQEDVHUWH������VODPPHW�VRP�HU�SODQODJW�EUXNW

50Bentonitt

2 - 5Polyanionisk cellulose

1 - 2Xantan

max 400Barytt

0-0,25Natrium karbonat

0-0,25Kalsium hydroksid

.RQVHQWUDVMRQ��NJ�P��.RPSRQHQW�

8WVOLSS�DY�VHPHQWHULQJV��RJ�NRPSOHWWHULQJV�NMHPLNDOLHU:Avhengig av om sementen er ferdig blandet eller ikke, kandet skje utslipp av overskuddsvolumer til sjø. Typiskeutslipp av overskuddsvolumer av sement vil inneholde småmengder av kalsiumklorid, klasse G sement, microsilica ogandre tilsettingskjemikalier. Det vil bli satt iverk tiltak for åminimalisere utslippene både av miljømessige ogøkonomiske grunner.

Når det gjelder andre kjemikalier som brukes vedkomplettering eller overhaling av brønner vil det kunbli benyttet kjemikalier som finnes på SFT sin ListeA, eller som er godkjent av SFT for utslipp i sjø.

��

����� 8WVOLSS�L�IRUELQGHOVH�PHG�NODUJM¡ULQJ�RJRSSVWDUW�DY�U¡UOHGQLQJHU

I forbindelse med trykktesting og klargjøring for driftav kondensatrørledningen vil ledningen bli fylt kunmed ferskvann uten tilsetting av kjemikalier.

Gassrørledningen vil i utgangspunktet kun bli fyltmed sjøvann uten tilsetting av kjemikalier. Dersomferdigstillingen tar lang tid kan det bli nødvendig å tilsette lut (NaOH, pH=10,3), oksygenfjerner (72 ppmnatriumbisulfat) og fargestoff (2,5 ppm fluorscein).

Vannet i gassrørledningen vil bli sluppet ut til sjø.Både lut og oksygenfjerner kan ha akuttegiftvirkninger, men er ikke bioakkumulerbare og antasderfor ikke å ha miljømessige konsekvenser.Tidspunktet for utslippene vil være tilpasset ev.sårbare ressurser i området. Utslippene vil skje isamsvar med gjeldende utslippstillatelse.

����� 5HJXO UH�XWVOLSS�WLO�VM¡�L��GULIWVIDVHQ

Planlagte utslipp til sjø fra Kvitebjørn plattformen idriftsfasen vil være ikke-forurenset drenasjevann,kjølevann og sanitæravløpsvann.

Drenasjevann fra ikke-oljeforurensede områder vil bli ledettil sjø. Oljeholdig drenering fra høytrykk prosessutstyr vilbli samlet opp i et lukket drenasjesystem. Så lenge detforegår boring vil drenasjevannet bli reinjisert sammen medoljeholdig borekaks. Det blir vurdert å fortsatt brukeinjiseringsbrønnen for injisering av forurenset drenasjevannetter at boringen er avsluttet. Dersom dette ikke lar seggjøre vil det oljeholdige drenasjevannet bli samlet opp i entank og separert, før oljerestene føres til land for viderebehandling.

Sjøvann benyttes hovedsaklig til kjøling av rikgass,og vil bli sluppet ut til sjø (2.000 m3/t). Vannet vil haen temperatur på ca. 35oC og inneholde rester avhypokloritt. Sanitæravløpsvann går til utslipp i sjø.

3URGXNVMRQV��RJ�LQMHNVMRQVNMHPLNDOLHU�

Kvitebjørn plattformen er designet for bruk avfølgende kjemikalier, jf. tabell 6.10.

7DEHOO�������3URGXNVMRQV��RJ�LQMHNVMRQVNMHPLNDOLHU�

f.eks. emulsjonsbryter, antiskummiddel, vokshemmer

Minimum etttilleggskjemikalium

GassrørledningpH - stabilisator

SjøvannspumperHypokloritt

BrønnhodeAvleiringshemmer

GassrørledningKorrosjonshemmer

Hydrathemmer i gassrørledning ogved oppstart av brønner

Mono-etylen glykol(MEG)

Hydrathemmer ved nedstengningMetanol

%UXNVRPUnGH.MHPLNDOLH

Metanol:

Metanol vil bli brukt ved nedstengninger for å unngåhydratdannelse ved trykkavlastning. Kun småmengder metanol kreves i slike tilfeller.

Mono-etylen glykol (MEG):

MEG vil bli tilsatt kontinuerlig i gassrørledningen (9m3/d) for å unngå hydratdannelse.

MEG kan også bli brukt i forbindelse med oppstart avbrønner etter nedstengning av plattformen.

MEG blir gjenvunnet på mottaksanlegget for gass, ogvil dermed ikke bli sluppet ut til sjø.

Korrosjonshemmer:

Vannet som produseres sammen med hydrokarbonenevil være korrosivt på grunn av innholdet av oppløstkarbondioksid (3-4%) og hydrogensulfid (2-4 ppm).Materialvalget for brønnene ogkondensatrørledningene er derfor modifisert 13%krom. I prosessanlegget vil det bli brukt duplex ståleller tilsvarende. Det vil dermed ikke bli bruk forkorrosjonshemmer i prosessanlegget ellerkondensatrørledningen.

I gassrørledningene vil det bli tilsattkorrosjonshemmer og pH-stabilisator.

Det finnes både vann- og oljeløseligekorrosjonshemmere. De oljeløselige inhibitorene harsom regel et høyere potensiale for bioakkumulering,men mengden som slippes ut er lavere, damesteparten følger oljefasen ved olje/vannseparasjonen.

Avleiringshemmer:

Det finnes ikke prøver av formasjonsvann fra Kvitebjørn.Dersom formasjonsvannet er mettet med kalsiumkarbonatkan det forventes at dette vil felles ut i nærbrønnområdet.På grunn av lav vannproduksjon forventes det ikke noenbetydelige problemer med avleiring på Kvitebjørn.Syrevasking av brønnene og bruk av avleiringshemmer erplanlagte tiltak mot avleiring.

Avleringshemmere har oftest en lav giftighet.Nedbrytbarheten er derimot lav, men produktene harhøy molekylvekt og lite potensiale forbioakkumulering fordi molekylene er for store til åpassere cellemembraner.

Hypokloritt:

Hypokloritt blir tilsatt i sjøvannssystemet for å unngåbakterievekst. Vanlig dosering vil være 360 ppm.Rester av hypokloritt vil gå til utslipp i sjø sammenmed kjølevannet.

pH-stabilisator:

pH-stabilisator vil bli tilsatt sammen medkorrosjonsinhibitor i gassrørledningen.

��

Tilleggskjemikalium:

Det vil bli satt av lagerplass for ev. tilleggskjemikaliersom f.eks. emulsjonsbryter, antiskummiddel,vokshemmer.

8WVOLSS�WLO�VM¡�IUD�PRWWDNVDQOHJJ�IRU�NRQGHQVDW:

Produserte vannvolumer på Kvitebjørn(formasjonsvann og kondensert vann) forventes åvære relativt små, jf. figur 6.13.

Brønnstrømmen blir splittet i rikgass og væske ved ettrykk på omlag 130 bar og temperatur på 100oC.Væskefasen består av ustabilt kondensat og fritt vann.Innløpsseparatoren kan i framtiden konverteres tiltrefase-separasjon hvor kondensatet og vannet skilles,men for å ev. å kunne separere vannet fra kondensatetmå trykket senkes. Da vil en miste gevinsten somligger i det å bruke trykket i brønnstrømmen til åtransportere kondensatet fram til mottaksanlegget.

Produsert vann vil derfor bli transportert sammen medkondensatet til valgt mottaksanlegg. Vannet vil bliseparert fra kondensatet på mottaksanlegget oghåndtert videre i eksisterende vannbehandlingsanlegg.Eventuelle vannløselige kjemikalier som blir tilsatt vilfølge væskefasen.

Både på Statfjord B, Gullfaks C og Oseberg C vilprodusertvann fra Kvitebjørn gå til utslipp i sjø etterrensing sammen med resten av produsert vannet påmottaksanlegget.

Kvitebjørn plattformen vil bli designet for reinjeksjonav det produserte vannet i Utsira formasjonen, dersomdet viser seg at transport og behandling av vann blir etproblem sent i feltets levetid.

����� ���� ���� ���� ���� ���� ����

cU

�

����

����

����

����

���

����

����

P

L

O

O

�

�

P

�

�

S

U

R

G

X

V

H

U

W

�

Y

D

Q

Q

)LJXU������3URGXVHUW�YDQQ�IUD�.YLWHEM¡UQ

8WVOLSS�WLO�VM¡�IUD�PRWWDNVDQOHJJ�IRU�JDVV�

På Kollsnes vil det bli bygget en egen væskefangerfor Kvitebjørn. Denne har forbindelse til eksisterendevæskefanger for dumping av større væskeplugger somvil komme under spesielle driftsbetingelser. Utslipp itilknytning til dette er omtalt i en egenkonsekvensutredning for Kollsnes.

Ved transport av gassen til Heimdal vil vannet somfinnes i gassen i hovedsak fordampe i prosessen påplattformen. Det vil derfor ikke bli utslipp til sjø fraHeimdal plattformen som kan knyttes direkte tilKvitebjørn.

����� 6DPPHQOLJQLQJ�PHG�DQGUH�XWVOLSS�WLO�VM¡�

Utslipp av produsert vann vil skje framottaksplattformene for kondensat, dvs Statfjord B,Gullfaks C eller Oseberg C. I det følgendesammenlignes utslipp av produsert vann fraKvitebjørn med volumene på mottaksplattformene oggenerelt i regionen.

6DPPHQOLJQLQJ�PHG�PRWWDNVDQOHJJ:

Maksimalt utslipp av produsert vann fra Kvitebjørn,ca. 0,12 mill. m3/år, vil komme ca. år 2005 - 2007.Utslippsprognosene for Gullfaks, Oseberg ogStatfjord viser at de tre feltene i år 2005 vil ha utslippav produsert vann på hhv 16 mill m3, 5 mill m3 og 19mill m3.

Det betyr at utslippet av produsert vann fraKvitebjørn maksimalt vil utgjøre fra 0,6% til 2,4%,avhengig av hvilket felt kondensatet overføres til.Med slike marginale mengder produsert vann iforhold til mengdene på mottaksanleggene, vil detikke være kostnadseffektivt å reinjisere produsertvann på Kvitebjørn.

5HJLRQDO�VDPPHQOLJQLQJ:

Figur 6.14 viser utslippprognoser for produsert vann iperioden 1996 til 2015 for de ulike regionene iNordsjøen. De største utslippene skjer påTampenområdet.

���� ���� ���� ����

cU

�

��

��

��

��

���

���

���

P

L

O

O

L

R

Q

H

U

�

P

�

7UROO

7DPSHQ

6OHLSQHU

2VHEHUJ

)ULJJ���+HLPGDO

(NRILVN

)LJXU������3URJQRVHU�IRU�XWVOLSS�DY�SURGXVHUW�YDQQ

Mengden dispergert olje tilført i Nordsjøen ble i 1993anslått til 140.000 tonn pr. år fra alle kilder. Bidraget iprodusert vann ble samtidig anslått til 5100 tonn ellerca. 3% av alle tilførslene. Bidraget fra norsk sektorutgjorde da 590 tonn, hvorav utslippet fra Tampen

��

området var ca. 400 tonn pr. år. Forusatt uendredekonsentrasjoner vil dette øke til rundt 1800 tonn pr. åri årene 2000 - 2005.

I tillegg var utslippet fra ballastvann og drenasjevanni 1992 ca. 170 tonn. Dette vil trolig reduseres tilomkring det halve etter år 2000 som følge av redusertproduksjon i området.

Dersom man ser bort fra de nedbrytningsprosessersom finner sted, vil det regionale konsentrasjons-nivået av 'olje' etter fortynning ligge på 0,1-1 µg/l (1µg = 1 milliondels gram). Til sammeligning ble det i1993 og 1994 gjort målinger av hydrokarboner medfluorimeter gjennom britisk sektor av Nordsjøen fra56oN til 62oN, og fra overflate til bunn. De fantbakgrunnsnivåer på 0,5 µg/l i nordlige, uberørteområder, økende til 3-4 µg/l i områdene med mestintens utbygging og produksjon. I disse områdene vardet markerte dybdeprofiler, med maksimalekonsentrasjoner mellom 10 og 50 meters dybde. Disseresultatene synes å samsvare rimelig med det som erberegnet for Tampenområdet.

Feltene Statfjord, Gullfaks og Oseberg har økendevannproduksjon, og Snorre vil også etterhvertprodusere mye vann. Alle disse feltene vil omkring år2003 være nær sine maksimaleproduksjonskapasiteter med hensyn til vann. Det blirvurdert om det er nødvendig å økevannbehandlingskapasiteten på Gullfaks A iforbindelse med innfasing av Gullfaks Satellitter; noesom ville kunne bety en 10-20% økning av utslippenefra Gullfaks A i en periode etter år 2000. Bortsett fradette synes det realistisk å anslå det maksimaleutslippet i Tampenområdet til ca. 200.000 m3/d.Eventuelle nye felt som krever egne utbygginger, vil neppe nå opp i noen betydelig vannproduksjon før deøvrige feltene har begynt å trappe ned.

Det er også sannsynlig at nye felt i større utstrekningvil benytte reinjeksjon av produsert vann, slik det erplanlagt på Visund. Flere eksisterende felt som f.eks.Gullfaks og Statfjord, vurderer også reinjeksjon avprodusert vann. Etter år 2000 - 2005 kan det derforforventes en nedgang i volumene, men det er usikkerthvor rask nedgangen blir.

I år 2003-2007, når Kvitebjørn beregnes å være imaksimal produksjon, vil utslippene av produsertvann tilsvare ca. 1‰ av det totale produsert vannutslippet i Nordsjøen.

����� 7LOWDN�IRU�n�UHGXVHUH�XWVOLSS�WLO�VM¡

I design av plattform og rørledningssystemer er detlagt vekt på å velge materialer og tekniske løsningersom reduserer behovet for vedlikehold og bruk avkjemikalier til et minimum.

Det vil bli boret en egen brønn for reinjeksjon av denoljeholdige borekaksen. Denne brønnen vil også blibrukt for injisering av forurenset drenasjevann mensboringen pågår. Det vil bli vurdert å injisere det

forurensede drenasjevannet også etter at boringen eravsluttet. Dersom dette ikke er mulig vil detoljeholdige drenasjevannet bli samlet opp i en tank ogseparert, før oljerestene føres til land for viderebehandling.

Rørledningene til Gullfaks og Statfjord vil blidesignet med elektrisk oppvarming slik at man kanredusere bruk av glykol ved nedstengning. Planlagthydratkontrollstrategi for ledningen til Oseberg errør-i-rør isolasjon kombinert med høytrykks / ènfasetransport, men elektrisk oppvarming vil bli vurdertogså for Oseberg ledningen. Rør-i-rør løsningen ermindre miljøvenlig enn elektrisk oppvarming.Årsaken til dette er at det ved uplanlagtenedstengninger blir større utslipp til luft vedtrykkavlastning av rør-i-rør ledningen, enn vedtilsvarende trykkavlastning av de elektriskoppvarmede ledningene. I tillegg må det tilføresglykol ved nedstengninger.

8WVOLSSUHGXVHUHQGH�WLOWDN�Sn�PRWWDNVDQOHJJ�IRUNRQGHQVDW:

På Statfjord er det besluttet å gjennomføre en pilottestfor injeksjon av produsert vann.

Gullfaks feltet vurderer reinjeksjon av produsert vann.

I tillegg er det både på Statfjord og Gullfaksgjennomført eller planlagt flere tiltak for å redusereutslipp til sjø, så som reinjeksjon av borekaks ogoppvarming av brønnstrømsledning for å reduserekjemikaliebruk til hydratkontroll.

Norsk Hydro vurderer alternative løsninger forhåndtering av produsert vann på Oseberg C. Et avalternativene er reinjeksjon.

8WVOLSSVUHGXVHUHQGH�WLOWDN�YHG�PRWWDNVDQOHJJ�IRUJDVV:

Gassen fra Kvitebjørn har et CO2 innhold på 3,5% oget H2S - nivå på 2 - 4 ppm. Dette er over tillattinnhold i leveransespesifikasjonene. Det vurderesikke som aktuelt å installere utstyr for fjerning av CO2

på Kvitebjørn plattformen.

Fjerning av H2S på Kvitebjørn vil føre til merforurenset produsert vann og redusert kvalitet påkondensatet. Materialvalg for gassrørledningen erderfor gjort med tanke på transport av sur gass, og ev.fjerning av H2S på land. Både Heimdal og Kollsnesvurderer aktuelle tiltak for fjerning av H2S.

Glykol som injiseres kontinuerlig i gassrørledningenefor å unngå hydratdannelse, vil bli gjenvunnet vedmottaksanlegget for gass.

����� 0LOM¡NRQVHNYHQVHU�YHG�XWVOLSS�WLO�VM¡

Miljøkonsekvenser ved utslipp fra boring og utslippav produsert vann blir drøftet i den regionale

��

konsekvensutredningen for Nordsjøen, i tema 6‘Regulære utslipp til sjø. Konsekvenser.’ I påvente avdenne rapporten er vurderingene avmiljøkonsekvenser ved utslipp til sjø i hovedsakbasert på Tampenutredningen fra 1995.

0LOM¡NRQVHNYHQVHU�DY�XWVOLSS�IUD�ERULQJ:

Generelt benyttes vannbaserte borevæsker i øvreseksjon av borehullet, og borekaks slippes ut sammenmed brukt borevæske. I dypere seksjoner med høyvinkel, og ellers der det er vanskelige geologiskeforhold, må det benyttes borevæsker basert på oljeeller væsker med lignende egenskaper (syntetiskeoljer/pseudooljer).

Nedenfor er erfaringer med de ulike hovedtypene avborevæsker i Nordsjøen oppsummert.

Vannbaserte borevæsker:

Utslipp fra bruk av vannbaserte borevæsker synes sålangt ikke å ha medført sporbare biologiske effekter,bortsett fra de som følger av rent fysisk nedslamming.Påvisbare effekter på bunnfaunaen er vanligvisbegrenset til et område mindre enn 200-500 m frautslippet.

Det er blitt vurdert om tungmetaller i vektstoffetbarytt (bariumsulfat), som er en hovedkomponent ialle boreslam, kan frigjøres til miljøet. Det forliggerbegrensede studier av dette, men konklusjonenesannsynliggjør at dette ikke skjer i en utstrekning somkan forårsake biologiske effekter. OLF har gittretningslinjer for anbefalte grenser for tungmetaller ibarytt.

Vannbaserte borevæsker spres relativt lett medvannstrømmen, og det er funnet forhøyedebariumkonsentrasjoner i opptil flere kilometersavstand fra utslippspunktet. Det er vist at store delerav barytten (over 50%) og tilsetningskjemikalienefortynnes og spres med vannmassene. Noen avkjemikaliene kan tenkes å ha akutte effekter på livet ivannsøylen i umiddelbar nærhet av utslippene, menssuspenderte baryttpartikler kan tenkes å forårsakeirritasjon på gjeller hos fisk og krepsdyr. Denvitenskapelige dokumentasjonen er mangelfull pådette området.

Oljebaserte borevæsker:

Der det er benyttet oljebasert borevæske og kakset ersluppet ut, har dette medført en klar påvirkning avbunnfaunaen. I Tampenområdet har man funnetmålbare konsentrasjoner av visse hydrokarboner ut til5-7 km i hovedstrømsretningen fra plattformene.Markerte effekter på bunnfaunaens artsrikhet ogartssammensetning er begrenset til opptil 1 km frakilden. Overvåking over tid har vist at oljeinnholdetpå de mest belastede områdene nær utslippene viseren klar nedgang. Eksempelvis ble det i 1988 måltopptil 1,5 % olje i sedimentene 200 m fra Statfjord A.I 1993 ble dette målt til 0,07 %. Imidlertid var nivåetpå de mer fjerntliggende stasjonene relativt stabilt.

Dette tyder på at det både kan ha skjedd en vissnedbrytning/utvasking av oljekomponentene, og enspredning fra de mest belastede prøvetakingsstedene.

0LOM¡NRQVHNYHQVHU�DY�XWVOLSS�DY�SURGXVHUW�YDQQ:

Produsert vann inneholder uorganiske salter ogmineraler, og ligner i mange henseende på sjøvann.Konsentrasjonen av de forskjellige komponentene vilimidlertid være ulik den i sjøvann. Produsert vann kanogså inneholde tungmetaller og radioaktive stoffer.

Formasjonsvannet inneholder dessuten løste ogdispergerte oljekomponenter, og en lang rekke andreorganiske stoffer som karboksylsyrer (fettsyrer),fenoler og polyaromatisk hydrokarboner (PAH).

Akutt giftighet av produsert vann varierer mellomulike felt og mellom forskjellige testorganismer. Foroljefelt viser de fleste tester at en fortynning på 1:100er tilstrekkelig for å unngå akutt giftighet, mens man ienkelte tilfeller finner giftighet ned til 1:1.000.Fiskeegg og -larver har vist seg å være blant de mestfølsomme organismene. Den laveste konsentrasjon avprodusert vann fra Nordsjøen som er vist å gi skadepå fiskeegg og -larver var en 1:130 fortynning.Produsert vann når oftest en slik fortynningsgradallerede 40-50 meter fra utslippspunktet.

Når det gjelder mulige langtidseffekter av utslipp avprodusert vann siktes det gjerne til kroniske effektersom følge av at stoffer forblir i et økosystem overlengre tid, eventuelt oppkonsentreres i næringskjeder itilstrekkelige konsentrasjoner til å påføre skader,vanligvis i form av nedsatt produksjon eller repro-duksjon, påvirkning av arvematerialet o.l. Påvirkningkan også forekomme i form av endretartssammensetning av marine samfunn og økosyste-mer. Så langt har man ikke kunnet konstatere slikeeffekter knyttet til utslipp av produsert vann underfeltmessige forhold.

����� 2SSVXPPHULQJ���XWVOLSS�WLO�VM¡

Oljebaserte borevæsker vil ikke bli sluppet ut vedboring på Kvitebjørn. Vannbasert boreslam vil gå tilutslipp til sjø, men ellers vil det kun bli utslipp avikke forurenset drenasjevann, kjølevann ogsanitæravløpsvann fra Kvitebjørn-plattformen.

I forbindelse med klargjøring og oppstart avrørledningene er det ikke forutsatt bruk avkjemikalier.

Produsert vann lar seg ikke skille fra kondensatet utenat trykket reduseres, og vil derfor bli transportertsammen med kondensatet til Statfjord B, Gullfaks Celler Oseberg C. Produsertvannmengdene fraKvitebjørn vil være små. Maksimalt utslipp (år 2005)vil være ca. 0,12 mill. m3.

Utslippsprognosene for Gullfaks, Oseberg ogStatfjord viser at de tre feltene i år 2005 vil ha utslipp

��

av produsert vann på hhv 16 mill m3, 5 mill m3 og 19mill m3. Det betyr at utslippet av produsert vann fraKvitebjørn maksimalt vil utgjøre fra 0,6% til 2,4%,avhengig av hvilket felt kondensatet overføres til.Både Gullfaks og Statfjordfeltet vurderer reinjeksjonav produsert vann.

I år 2003-2007, når Kvitebjørn beregnes å være imaksimal produksjon, vil utslippene av produsertvann tilsvare ca. 1‰ av det totale produsert vannutslippet i Nordsjøen.

��� $NXWWH�XWVOLSSDette kapitlet omhandler potensielle uhellshendelsersom kan medføre større utslipp av olje ogmiljøkonsekvenser av slike hendelser.

Ved den tekniske planleggingen av Kvitebjørn er detlagt stor vekt på å finne tekniske løsninger ogtilrettelegge drifts- og vedlikeholdsrutiner slik atutilsiktede hendelser forebygges. Det vil likevel væreen viss risiko for at slike hendelser kan inntreffe.

Det er gjennomført en forenklet miljørisikoanalysefor Kvitebjørn-utbyggingen, - "Miljørisiko- ogberedskapsanalyse for Kvitebjørn - boring ogproduksjon". Miljørsiskoanalysen tar utgangspunkt ien tidligere miljørisikoanalyse for nabofeltet Gullfaks,og identifiserer og kvantifiserer risiko knyttet tileffekter på ytre miljø i forbindelse med aktivitet påKvitebjørn. Sannsynlighetene for at det kan oppstålekkasjer og utblåsninger i bore- og driftsfasen erberegnet.

����� 0XOLJH�NLOGHU�IRU�DNXWWH�XWVOLSS

Aktivitetene i Nordsjøen medfører en risiko foroljeutslipp fra:

ì utblåsningerì lekkasje på rørledninger og undervannsutstyrì prosesslekkasjerì uhellsutslipp fra skytteltankere

Det er i hovedsak større utblåsninger og uhell medskytteltankere som kan gi opphav til de storeuhellsutslippene av olje i Nordsjøen. Størrelsen påslike utslipp kan ligge i området noen tusen tonn tilover 100.000 tonn.

Utslipp fra feltinterne rørledninger og undervanns-anlegg vil være vesentlig mindre. Prosesslekkasjer vilogså i hovedsak være små utslipp, de fleste mindreenn 1 tonn og sjelden over 50 tonn, men kanforekomme hyppigere (0,2 hendelser pr.år) enn øvrigeuhellsutslipp.

Fra norsk offshorevirksomhet ble det i 1996 rapportert246 produksjonsuhell med utslipp mindre enn 1 tonn,9 hendelser med utslipp over 1 tonn, hvorav detstørste var 6 tonn.

Erfaringer viser at slike mindre søl av råolje langt tilhavs relativt raskt forsvinner fra havoverflaten pågrunn av fordamping og nedblanding.

����� 8WEOnVQLQJHU�RJ�PLOM¡ULVLNR

Tabell 6.11 viser kalkulerte utblåsnings-sannsynligheter for Kvitebjørn fordelt på de ulikemengdekategoriene. Den totale sannsynlighet forutblåsning på Kvitebjørn er 48,3 x 10-4.

7DEHOO������8WEOnVQLQJVVDQQV\QOLJKHW�IRU�.YLWHEM¡UQ������IRUGHOW�L�GH�XOLNH�PHQJGHNDWHJRULHQH

48,3Totalt

5,81.000 - 10.000

23,4100 - 1.000

19,150 - 100

8WVOLSSVIUHNYHQV��[�����0HQJGHNDWHJRUL��WRQQ�

Beregningene av miljørisiko for Kvitebjørn tarutgangspunkt i en tidligere miljørisikoanalyse fornabofeltet Gullfaks. Denne analysen beregnersannsynlighet for skade av en definert størrelse påidentifiserte sårbare ressurser i influensområdet.Basert på den antatt mest sårbare biologiske ressursener et risikonivå for aktiviteten estimert ogsammenlignet med Statoils etablerte akseptkriterier.

Akseptkriteriene for akutte utslipp skal gi utrykk fordet risikonivå som selskapet anser som akseptabelt,vurdert med tanke på sannsynlighet for utslipp og dekonsekvenser et utslipp kan ha for miljøet.

Utblåsningsrater og varigheter for Gullfaks erbetydlig større enn for Kvitebjørn. I tillegg gjelderdenne analysen for en relativt tung og stiv olje, mensdet ved en utblåsning på Kvitebjørn vil bli sluppet utkondensat som lett fordamper.

Sintef Kjemi har laget en studie avforvitringsegenskapene for Huldra kondensat. Huldrakondensat er sammenlignbart med kondensatet fraKvitebjørn. Studien viser at de fysikalsk kjemiskeegenskapene til kondensatet bidrar til stor fordampingsammenlignet med råoljer, med et predikertfordampingstap på 40-50% etter 1 døgn på sjøen.

Den estimerte miljørisikoen for Gullfaks liggerinnenfor Statoils akseptkriterier. En samlet vurderingtilsier dermed at miljørisikoen knyttet til Kvitebjørner betydelig lavere enn for Gullfaks (lavereutblåsningsrate, kortere varighet, lettere olje og litensannsynlighet for strandning), og at selskapetsakseptkriterier derfor ikke brytes.

��

��� $YIDOOVKnQGWHULQJ�L�GULIWVIDVHQEn egen avfallsplan skal utarbeides for Kvitebjørn.Tiltak for å redusere avfallsmengdene vil bli fokusertpå, og kildesortering vil bli foretatt før endeligdeponering.

��� 0LOM¡DVSHNWHU�YHG�DYYLNOLQJDekksanlegget vil bli nedstengt og sikret før dekketløftes av understellet og fraktes til land fordisponering.

Understellet vil bli kuttet i seksjoner for enklerehåndtering. Seksjonene vil bli løftet ombord på lekterog fraktet til land for opphugging. Pelene vil bli kuttetved havbunnen før siste seksjon fjernes.

Etter at alle brønner er sikret og plugget igjen,ventiltrærne er trukket og plattformen fjernet, vilbrønnrammen bli frigjort fra havbunnen og fjernet vedhjelp av et kranfartøy eller på annen måte.

����� 5¡UOHGQLQJHU

Kondensatrøret:

Nedgravde rør kuttes der de kommer opp avsjøbunnen. Den nedgravde delen antas å kunne bliliggende, mens de avkuttede endene fjernes.Eventuelle oppstikkende ender grusdumpes.

Gassrøret:

Gassrøret vil kun være delvis tildekket. Hva som skjermed dette røret vil bli vurdert ved feltnedstengning.

.

��

� )LVNHULPHVVLJHNRQVHNYHQVHU

Dette kapitlet beskriver konsekvenseneKvitebjørnutbyggingen kan få for fiskerinæringen.Kapitlet er dels basert på utkast til regionalekonsekvensutrednining for Nordsjøen, (delrapport 5“Fiskerier og akvakultur. Konsekvenser i området”58oN 62o N) og dels på utredningen “Fiskerimessigekonsekvenser av Kvitebjørnutbyggingnen”jfreferanselisten.

Utbyggingen av Kvitebjørn vil medføre arealtap forfiskeriene både i utbyggingsfasen og i driftsfasen. Itillegg kan legging og tilstedeværelse av rørledningermedføre hindringer for fiskerivirksomheten.

��� �9LUNQLQJHU�IRU�ILVNHUHVVXUVHQHFlere kommersielt viktige fiskeslag har sine gyte- ogoppvekstområder i Nordsjøen. Figur 7.1 visergyteområder og -perioder på norsk sokkel for viktigefiskeslag. Den foreslåtte utbyggingen vil foregåinnefor et område der det foregår gyting av sei, hyseog øyepål. En rørledning til Kollsnes vil dessutenberøre områder der makrell gyter. Gytingen iNordsjøen foregår ikke så konsentrert verken i tideller sted som i havområder lengre nord.

)LJXU���� *\WHRPUnGHU�L�1RUGVM¡HQ

Plattformen planlegges installert høsten 2001, ogarbeidet vil dermed foregå utenom det tidsrom detforegår gyting i berørt område. Installering avrørledninger kan i noen grad foregå samtidig medgyting i området. Det foreligger ikke materiale somdokumenterer om aktivitet til havs medfører merkbarenegative konsekvenser for fiskens gyting.

I forbindelse med klargjøring og trykktesting vilrørledningen bli fylt med sjøvann tilsatt kjemikalier(for eksempel oksygenfjerner, korrosjonshemmer,biocid og/eller lut). Endelig konsept for klargjøring avrørledningen er ennå ikke klarlagt. Erfaringer fraomfattende undersøkelser både i felt og i laboratorierviser at utslippene i forbindelse med klargjøring harsterkt avgrenset og kortvarig effekt på økosystemet. Ipraksis er det tale om skadelige effekter i et områdepå noen titalls meter fra utslippspunktet.

I produksjonsfasen vil utslippene fra plattformen værebegrenset til mindre mengder produsert vann, jfkapittel 6. Utslippene vil ha en rask fortynning, ogventes ikke å medføre skadelige virkninger på marintliv omkring plattformen.

��� )LVNHULDNWLYLWHW�VRP�EHU¡UHV�DYXWE\JJLQJHQ

Områdene i vestskråningen av Norskerenna ogbankområdene vest for denne har tradisjonelt værtmeget viktige fiskeområder. I området foregårfølgende fiskerier:

ì industritrålfiske, dvs. fiske for oppmaling tilfiskemel og -olje,

ì konsumtrålfiske, med sei som viktigste fiskeslag,ì ringnotfiske.

����� 1 UPHUH�RP�ILVNHW

I dette kapitlet legges hovedvekten på å beskrivetrålfisket i berørte områder. For det pelagiske fisketmed ringnot eller flytetrål etter arter som sild og makrell vil fangstområdet avhenge av både fiskensvandring (innsig) og de reguleringer sommyndighetene gjennomfører. Dette er forhold somkan variere fra år til år uten noe fast mønster. Detpelagiske fisket er dermed ikke tilsvarende stedbundetsom trålfisket.

.RQVXPWUnOILVNH

Konsumtrålfiske foregår i dybder på rundt 300 meterog grunnere i Nordsjøen. Det meste avkonsumtrålfisket, med sei som viktigste fiskeslag,foregår fra omlag 90 favners dyp (ca. 160-170 meter)i eggaskråningen og videre vestover. Bankområdetvest for eggaskråningen er hovedområdet for dettefisket. Konsumtrålfangstene i området tas tradisjonelt

��

av både industritrålerne og større hekktrålere. I dealler siste årene har imidlertid industritrålerne deltattlite i dette fisket, noe som må ses i sammenheng meddet meget gode trålfiske etter tobis, øyepål og kolmuledisse årene. Områdene ved eggaskråningen,Vikingbanken og områder omkring Frigg/ Heimdalhar i senere år vært viktige for konsumtrålfisket.Konsumtrålfisket foregår hele året, med vinterhalvåret(1. og 4. kvartal) som viktigste fangstperiode.

,QGXVWULWUnOILVNH�HWWHU�¡\HSnO�RJ�NROPXOH

Industritrålfisket etter øyepål foregår langsegga-skråningen. Det karakteristiske vedindustritrålfisket etter øyepål langs eggakanten er atfisken ofte står på en bestemt dybde, og at trålingendermed foregår langsetter dybdekotene. Det viktigste

øyepålfisket foregår i hovedsak fra 300 meters dyp ogvidere vestover mot grunnere vann. Det fiskes liteøyepål på mindre enn 130-140 meters dyp.

I følge Fiskeridirektoratet kan det år om annet foregået sporadisk øyepålfiske østover mot Trollfeltet. Detdrives imidlertid ikke noe regulært øyepålfiske på såstore dyp som det en finner omkring Troll. Øyepålstår ofte like ved bunnen. Under fiske benyttes detderfor trålutstyr som er tungt i forkant for å komme sånær bunnen som mulig. Industritrålfisket etter øyepållangs eggaskråningen foregår hele året, menaktiviteten er størst i månedene januar mars ogaugust desember.

��

7DEHOO��������1RUVN�ILVNH�PHG�WUnO�RJ�ULQJQRW�L�RPUnGHU�VRP�NDQ�EOL�EHU¡UW�DY�XWE\JJLQJ�DY�.YLWHEM¡UQ��)DQJVW�L������WRQQUXQGYHNW���.LOGH��)LVNHULGLUHNWRUDWHW��

1,25,82,9

9,84,21,0

0,10,70,60,0

10,73,91,0

1,614,03,90,1

0,00,0

1,5

.

1,21,1

5LQJQRW sild makrell hestmakrell

0,26,9

0,9

3,3

0,1

7,21,3

4,41,92,1

3,1

0,3

11,51,5

3,9

2,1

20,2

1,1

12,30,3

,QGXVWULWUnO øyepål tobis kolmule sild

1,40,11,22,60,34,17,10,85,74,90,56,3.RQVXPWUnO�199719901984199719901984199719901984199719901984cU�

%ORNN��������/RNDVMRQ�����

%ORNN�������/RNDVMRQ�����

%ORNN��������/RNDVMRQ�����

%ORNN��������/RNDVMRQ�����

%ORNNHU

7DEHOO�������1RUVN�ILVNH�PHG�WUnO�RJ�ULQJQRW�L�RPUnGHU�VRP�NDQ�EOL�EHU¡UW�DY�XWE\JJLQJ�DY�.YLWHEM¡UQ��)DQJVW�L������WRQQ

UXQGYHNW��.LOGH��)LVNHULGLUHNWRUDWHW�

36,3

81,8

44,5

112,6

62,7

103,1

92,0

10,8

0,0

2,6

0,9

5,2

10,7

1,9

0,4

1,2

0,8

0,0

0,0

0,3

0,0

.

0,9

0,1

7,8

2,5

3,8

5LQJQRW

sild

makrell

hestmakrell

39,0

350,6

32,5

6,0

87,4

96,1

6,9

170,1

30,4

0,6

0,0

0,2

1,10,30,00,3

4,6

1,5

0,1

0,6

,QGXVWULWUnO

øyepål

tobis

kolmule

sild

36,57,753,30,70,00,70,90,10,4.RQVXPWUnO�

199719901984199719901984199719901984199719901984cU�

1RUGVM¡HQ�VDPOHW%ORNN�������

/RNDVMRQ�����

%ORNN�������

/RNDVMRQ�����

%ORNN�������

/RNDVMRQ�����

%ORNNHU

7DEHOO�������$QGHO�DY�VDPOHW�IDQJVW�L��1RUGVM¡HQ�L�ORNDVMRQHQH�RPNULQJ�.YLWHEM¡UQ�RJ��DOWHUQDWLYH�WUDVpHU��

6 %

18 %

8 % 28 % 10 %

1 % 48 % 21 % 27 %

9 %

3 %

19 % 34 % 23 %

35 % 23 % 48 %

���������������

%HU¡UWH�ORNDVMRQHU

0 %

0 % 6 %

0 % 12 % 4 % 6 %

7 % 23 % 10 %

11% 10% 19%

���������������

.YLWHEM¡UQ����������Hestmak.MakrellSildKolmuleTobisØyepål

5LQJQRW,QGXVWULWUnO.RQVXPWUnO

I området langs eggaskråningen mellom 62oN og 60oNdrives også et industritrålfiske etter kolmule. Kolmuleopptrer pelagisk og står på grunt vann om natta.Utover dagen trekker den mot stadig dypere vann.Den når bunnen og er tilgjengelig for industritrålernepå 260-270 meters dyp. I praksis fiskes det kolmulefra 280 til rundt 350 meters dyp. De største fangstenetas ned til 300 meters dyp. Ved rapportering avindustritrålfangster ble det tidligere i liten grad skiltmellom arter, og kolmulefangstene ble i hovedsakrapportert under "øyepål mv". Historiske fangster avkolmule kan dermed ikke leses ut avfiskeristatistikken.

,QGXVWULWUnOILVNH�HWWHU�WRELV

Tobisfisket foregår innenfor klart avgrensedegeografiske områder, noe som bl.a skyldes denneartens bestemte krav til dybde- og bunnforhold. Dettypiske med tobisfeltene er at de år om annet liggerbrakk, for så å ha et intensivt fiske. Det er så godt somaldri godt fiske på alle tobisfeltene samme år. Denviktigste fangstperioden er mars juli.

I årene fram til 1982 var områdene på Vikingbankenfra Oseberg og vestover ett av de viktigstetobisfeltene. I årene som fulgte lå disse områdenebrakk. Det ble ikke registrert nevneverdigetobisfangster i området før i 1995, da det igjen var etmeget godt fiske på Vikingbanken med en fangst påomlag 138.000 tonn. I de to påfølgende årene blefangsten redusert til hhv omlag 30.000 tonn og knapt10.000 tonn.

Avgrensningen av tobisfeltene er bestemt både avhvor fisken står og hvor det med dagens teknologi ermulig å drive fiske. I praksis fiskes det lite tobis påstørre dyp enn 110 meter. Det mest intensive fisketfinner som hovedregel sted innenfor 100 meterskoten, men det forekommer store avvik fra dettemønsteret. Tobis har en mesopelagisk fordeling, dvs.den står oftest litt over bunnen. I praksis betyr dette atdet fiskes med trålutstyr som er lettere i forkant ennved tråling etter øyepål. Ved godt tobisfiske drivermange industritrålere fangst innenfor et forholdsvisbegrenset område.

Samtidig med at tobisen kom tilbake på dettradisjonelle feltet skjedde det også en utvidelse avdette. Utvidelsen må ses i sammenheng med enkontinuerlig utvikling av fiskeredskaper som gjør detmulig å utnytte andre felt enn tidligere. I 1994 blebruken av steinnot (rock hopper) vanlig i tobisfisket.Denne redskapen gjør det mulig å tråle etter tobis påmer steinet bunn enn tidligere, og i praksis utnyttestørre områder. De områdene der det på nytt ble fiskettobis i 1995 er derfor betydelig større en de feltenesom ble benyttet tidligere.

/RNDOW�ILVNH�XWHQIRU��\JDUGHQ

I områdene på østsiden av Trollfeltet foregår det ikkekonsum- eller industritrålfiske av noe omfang. I følgeFiskerisjefen i Hordaland foregår det ikke fiske avbetydning verken med bunnredskaper eller annet inn

til Kollsnes. Det lokale fisket foregår i hovedsak medhåndsnøre og garn nær land.

����� )DQJVW�L�EHU¡UWH�RPUnGHU

Fiskeristatistikken er mest detaljert når det gjeldertrål- og ringnotfiske. Her finnes det statistikk pålokasjonsnivå. I Nordsjøen utgjør enstatistikklokasjon et område tilsvarende seks olje-blokker. For fiske med andre redskapstyper som garnog line foreligger det som hovedregel ikke fangst-statistikk med denne detaljeringsgraden. Statistikkenfor trål- og ringnotfiske er i utgangspunktet ikketilstrekkelig detaljert til å kunne foreta en detaljertvurdering av de fiskerimessige konsekvenser av nypetroleumsaktivitet. Statistikken gir likevel enmulighet for å vurdere hvilke fiskerier som drives i etgeografisk område, og for å vurdere ulike områdersbetydning mot hverandre.

I tabell 7.1 presenteres rapportert fangst frastatistikklokasjoner som berøres avKvitebjørnutbyggingen og de alternative rørtraséene.

Blokk 33-12 i lokasjon 4274 berøres dersomkondensatrørledningen går til Statfjord.I lokasjon2853 vil 34-11 (der Kvitebjørn ligger) og 34-10 og 12bli berørt. Rørledning til hhv. Oseberg og Heimdal vilberøre de andre lokasjonene i tabell 7.1.

Rørledningen til Kollsnes vil gå gjennom lokasjon2810 og lokasjon 2802, mens rørledningen tilHeimdal vil gå gjennom lokasjon 0855, jf tabell 7.2.

I tabell 7.1 og 7.2 under er storparten avkonsumtrålfangstene er sei. Kolmule ble hovedsakeligrapportert som øyepål mv i 1982 og 1990. Fangstenei 1997 er foreløpige tall. Tallene for Nordsjøen erhavfiske i statistikkområdene 08, 28, 41 og 42.

Tabell 7.3 under viser hvor stor andel fangsteneomkring Kvitebjørn og de alternative rørtraséeneutgjør av samlet fangst i Nordsjøen.

Tampenområdet har sammen med Vikingbanken værtett av de viktigste konsumtrålfeltene i Nordsjøen. Detframgår av tabellen at konsumtrålfangsten i blokkene34/7-12 i årene 1984, 1990 og 1997 var hhv 5.700tonn, 800 tonn og 7.100 tonn, tilsvarende 11%, 10%og 19% av fangstene i Nordsjøen. Tilsvarende er fra23 % til 48 % av konsumtrålfangstene fisket i berørtelokasjoner de samme årene.

Kvitebjørn er lokalisert i et område som er viktig forøyepålfisket. I den berørte statistikklokasjonen er det iårene 1984, 1990 og 1997 fisket hhv 1.300 tonn,20.200 tonn og 3.900 tonn, tilsvarende 7 %, 23 % og10 % av de norske fangsten i Nordsjøen. Denforholdsvis lave fangsten i 1997 må ses i sammenhengmed et meget godt tobisfiske sør i Nordsjøen, ogdermed redusert innsats i øyepålfisket. For tobis visertabellen år med forholdsvis begrenset aktivitet. Tilsammenligning ble vel halvparten av de norsketobisfangstene fisket på Vikingbanken i 1995, jf

��

kapittel 7.2.1. For øvrig viser tabellene at det enkelteår tas meget gode ringnotfangster i berørt område.

��� .RQVHNYHQVHU�IRU�ILVNHULHQH�DYXWE\JJLQJHQ

Under gjennomgås hhv. konsekvenser av aktiviteter iutbyggingssfasen og konsekvenser i driftsfasen avarealtap rundt feltinstallasjonen og av alternativerørledningstraséer.

����� .RQVHNYHQVHU�DY�DNWLYLWHWHU�L�XWE\JJLQJVIDVHQ

I anleggsfasen vil det være tale om arealbeslag iforbindelse med installering av plattformen påKvitebjørn og ved installering av rørledningene. Forringnotfiske kan oljevirksomhet fra tid til annenpåvirke hvor fisken tas, men dette vil snarere væreunntaket enn regelen. I dette kapitlet har en derforvalgt å se på virkningen for de mer stedbundnefiskeriene, dvs fiske med konsumtrål og industritrål.

$UHDOEHVODJ�YHG�IHOWXWE\JJLQJ

Plattformen planlegges installert våren 2001. Boringav brønner gjennomføres fra plattformen, ogplanlegges startet i august samme år. Denneløsningen medfører at arealbeslag i utbyggingsfasenknyttet til installering av plattform og brønnboringvære tilsvarende som beskrevet for driftsfasen.

$UHDOEHVODJ�YHG�U¡UOHJJLQJ

Rørleggingsarbeidet planlegges gjennomført fra sentpå høsten 2001, med sikte på at rørledningene skalvære i drift juli 2002. Hvor lang tid det vil pågåleggeaktiviteter vil avhenge av hvilke traséalternativersom velges. Rørledningene går gjennom områder derdet drives både konsumtrålfiske og industritrålfiske.Gassrørledningen vil bli lagt på havbunnen, menskondensatrørledningen vil bli nedgravd eller tildekketmed grus der bunnforholdene ikke tillater nedgraving.Hvilke områder som konkret berøres vil avhenge avhvilke alternativer som velges for transport av gass ogkondensat fra feltet. Det er foreløpig ikke kjent omrørledningen skal legges med tradisjonelt leggefartøysom trekker seg fram etter ankre eller med dynamiskposisjonert leggefartøy. I denne analysen legges det tilgrunn at det benyttes tradisjonelt leggefartøy.

Uansett hvilke alternativ som velges vil leggearbeideti området nær Kvitebjørn berøre områder ieggaskråningen der det tråles etter øyepål. Dette fisketforegår hele året, men aktiviteten er størst i periodenaugust-mars. En gassrørledning til Heimdal vil kryssetobisfeltene på Vikingbanken. I tobisfisket eraktiviteten størst i perioden mars juli.

I anleggsfasen vil det arealet som til enhver tidberøres på grunn av leggefartøyets ankerkjettinger ogøvrig aktivitet utgjøre ca. 10 km2. Leggefartøyetforflytter seg med en hastighet på ca. 3 kilometer pr.dag. I den grad leggearbeidet tidsmessig fallersammen med trålfisket i berørte områder, vil det

medføre et midlertidig arealbeslag og operasjonelleulemper for fisket. Det ventes ikke at dettearealbeslaget, som forflytter seg med leggearbeidet,vil medføre vesentlige fangstreduksjoner.

����� .RQVHNYHQVHU�DY�DUHDOWDS�RPNULQJIHOWLQVWDOODVMRQHQ

I driftsfasen vil plattformen på Kvitebjørnrepresentere et arealbeslag for fisket. Plattformeninstalleres på vel 190 meters dyp vest foreggaskråningen. Det etableres sikkerhetssone medradius 500 meter omkring plattformen. I praksisutgjør plattformen og sikkerhetssonen omkring den enhindring for fisket med en bredde på en kilometer. Forkonsumtrålfisket i området medfører dette etarealbeslag i størrelsesorden 1 km2, men plattformenvil ligger utenfor de mest brukte konsumtrålfeltene.For industritrålerne er arealbeslaget i størrelsesorden

5 km2. En lokasjon dvs. 6 blokker utgjør omlag 3.000km2. I tabellen under er samlet arealbeslag for samligefelt i Tampenområdet vurdert. Arealbeslag forbundetmed Kvitebjørn feltinstallasjoner er marginale sett iforhold til eksisterende beslag.

I forbindelse med arbeidet med en regionalkonsekvensutredning for Nordsjøen er det gjortberegninger av arealbeslaget i fangstintensiveområder som følge av eksisterende og planlagtutbygging mellom 60oN og 62oN. Tilsvarende er detgjort egne beregninger for Tampenområdet, definertsom området mellom 60o45’N og 62oN og engelsksektor og 3oØ . Resultatene av beregningene erpresentert i tabellen over. Arealbeslagene rundtKvitebjørn er inkludert i disse tallene.

Basert på gjennomsnittlig fangst i årene 1984, 1990og 1997 er fangstpotensialet i beslaglagte arealermellom 60oN og 62oN beregnet til 3.000 tonn øyepål,tilsvarende et bortfall av fangstinntekter på 2,25 mill.kroner basert på gjennomsnittsprisen for øyepål i1997. Omlag 2% av det beregnede fangstpotensialet ibeslaglagte arealer for øyepålfiske kan relateres tilKvitebjørn.

Tilsvarende beregninger er ikke gjort forkonsumtrålfiske. Et arealbeslag i størrelsesorden 1

��

7DEHOO���� ���6DPOHW�YXUGHULQJ�DY�DUHDOEHVODJ�NQ\WWHW�WLO�IHOW�L

7DPSHQRPUnGHW

60 - 70250Sum arealbeslag mellom60oN og 62oN

45 - 50215 - 220Sum arealbeslag iTampenområdet

50Samvirkningseffekt

45 - 50165 - 170Samlet arealbeslag*bit-for-bit

.RQVXPWUnO,QGXVWULWUnO��¡\HSnO

$UHDOEHVODJ���NP�

km2 utenfor de viktigste konsumtrålfeltene ventes ikkeå medføre merkbare fangstreduksjoner.

����� .RQVHNYHQVHU�DY�DOWHUQDWLYHU¡UOHGQLQJVWUDVpHU�

En rørledning vil ikke være til hinder for fiske medringnot og flytetrål eller fiske med passive redskaper

��

)LJXU�����.RQVXPWUnOIHOW�RJ�LQGXVWULWUnOIHOW�L�RPUnGH�EHU¡UW�DY�.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ

som garn, line, snurrevad mv etter at leggearbeidet eravsluttet. Vurderingene av eventuelle ulemper erderfor avgrenset til fiske med bunntrål, og tarutgangspunkt i resultatene fra tråltesten i 1993 medtråling over Zeepipe med 40" diameter. Ved bruk avindustritrål viste tråltesten at ved avtagendekryssingsvinkler under 30o økte risikoen for attråldørene la seg etter passering av rørledningen. Meni alle tilfellene der dette skjedde reiste tråldørene segetter få minutter. Samlet sett viste tråltesten atulempene knyttet til overtråling av store rørledningervar vesentlig mindre enn tidligere antatt. Avhengig avrørledningens vinkel i forhold til vanlig trålretning,kan den i varierende grad medføre operasjonelleulemper under fisket og økt slitasje påfiskeredskapene.

Dersom en ny rørledning legges uten at det oppstårstore ankergroper eller frie spenn medførerrørledningen som hovedregel ikke noe arealbeslag forfiskeflåten som kan resultere i reduserte fangst.Ankermerker vil i utgangspunktet kunne finnes fraomlag 200 meter og ut til omlag 1.500 meter frarørledningen. Dybde og lengde på ankergroper vilkunne variere med ankertype, hvordan ankernehåndteres og med ulike typer bunnsedimenter.

Kartlegging av ankermerker langs rørledningstraséer harvist at problemet med ankermerker særlig kan oppstå iområder hvor havbunnen består av hard leire. I områdermed sandbunn blir ankermerkene mindre markerte, og dettar også kortere tid før de jevnes ut etter legging.Kartlegging av ankermerker langs Zeepipe IIA og Trolloljerør i 1995 viste at ankermerkene praktisk talt varutvisket på sandbunn ett år etter legging. På bløt leire bledet påvist ankermerker med maksimum høyde 0,5 meter 50dager etter rørlegging, og på middels bløt leire varmaksimal høyde 0,8 meter over sjøbunnen 4 måneder etterlegging, og 0,5 meter ett år etter legging. Observasjonenefra Zeepipe IIA og Troll oljerør samsvarer med erfaringerfra britisk sokkel. På sandbunn vurderes ankermerkergenerelt ikke å innebære noen vesentlig hindring forutøvelse av fiske, selv kort tid etter rørlegging.

I eggaskråningen og på Vikingbanken derbunnsedimentene er dominert av grov og middels finsand skulle forholdene ligge godt til rette for ateventuelle ankergroper og ankerhauger ble slettet iløpet av kort tid. I Norskerenna der det er leire og siltvil dette kunne ta lengre tid.

Sommeren 1997 gjennomførte Havforsknings-instituttet en undersøkelse som skulle belyse i hvilkengrad steinfyllinger på rørledninger i Nordsjøen kanvære et hinder for fiske med bunntrål. Undersøkelsenomfattet både steindumpede rørledninger ogsteindumpede krysningspunkter mellom rørledninger.Undersøkelsen viste at steinfyllinger medførte skadeved fiske med industri- og reketrål. I samme områdesom det var vanskelig å tråle med industritrål ogreketrål over steinfyllinger drev ferskfisktrålere fiske,uten at det ble meldt om problemer med å kryssesteinfyllingene. Disse fartøyene bruker trålerkonstruert av mye kraftigere nettmateriale og, ikkeminst, med rock hopper og bobbinsgear av helt andre

dimensjoner enn det som ble brukt iovertrålingsforsøket

Sommeren 1998 ble det gjennomført et mindretrålforsøk over Sleipner kondensatrøledning i etområde med intensivt rekefiske. Overtråling avsteinfyllinger på denne rørledningen foregikk medreketrål med sabb og bruk av fiskefartøy som dagligdriver rekefiske i det aktuelle området. Forsøketindikerte at tråling over steinfyllinger kan foregåskadefritt under forutsetning av at trålen er justertsom ved vanlig fiske. Ved vurdering av resultatene fradette forsøket må det tas hensyn til at steinfyllingenesom inngikk i førsøket hadde forholdsvis liten stein itoppdekket (stein på 1”-3”), og at reketrål dessuten errigget noe lettere i forkant enn industritrål iøyepålfiske. Om resultatene kan overføres tilindustritrål er derfor usikkert. Men resultatet indikererat virkningen av steinfyllinger under enkelte forholdkan avvike fra resultatene fra Havforsknings-instituttets første førsøk

I forsøkene med tråling over rørledninger er det ihovedsak benyttet industritrål, reketrål og krepsetrål.Det har vært reist spørsmål om erfaringene med brukav disse redskapene kan overføres til større trålere,som i dag står for det meste av konsumtrålfisket iNordsjøen. Storparten av disse fartøyene erhjemmehørende på Møre. Spørsmålet ble tatt opp påmøte hos Fiskerisjefen i Møre og Romsdal omregional konsekvensutredning for Nordsjøen. Ietterkant av dette møtet uttales det i brev fra MøreTrållag til Fiskerisjefen i Møre og Romsdal at det eringen større problemer i tilknytning til rørledninger iNordsjøen. For konsumtrålerne er det arealbeslageneomkring installasjoner som medfører de størsteulempene. I denne konsekvensutredningen er detderfor lagt mest vekt på å belyse eventuelle virkningerfor industritrålfiske.

Figur 7.2 på neste side viser lokalisering av hhv.konsumtrålfelt og industritrålfelt i det området avNordsjøen som kan bli berørt av Kvitebjørn-utbyggingen. Figuren viser videre eksisterende ogplanlagte feltinstallasjoner og rørledninger.Kvitebjørn med alternative rørledninger er fremhevet.Fiskefelt er delt i hhv. konsumfiskefelt (rød skravur) ,industrifiskefelt (gul skravur) og rekefelt.(gul stripetskravur). Innenfor industrifiskefeltene er det skiltmellom tobisfelt (på Vikingbanken) og kolmule /øyepål langs eggaskråningen. Overlappende områdermellom industrifiskefelt og konsumfiskefelt vises somorange skraverte felt

��

*DVVU¡UOHGQLQJ�GLUHNWH�WLO�+HLPGDO��GLDP����´�

En rørledning i rett linje fra Kvitebjørn til Heimdal vilkrysse øyepålfeltene i øvre del av eggaskråningen iomlag 45o vinkel. Dersom rørledningen legges utenfrie spenn og steinfyllinger vil den ut fra resultatenefra tråltestene i 1993 og 1997 ikke medføreoperasjonelle ulemper av noe omfang iindustritrålfisket etter øyepål.

En slik trasé vil også krysse vestlige deler av de mestintensivt utnyttede (innenfor 100 meters koten)tobisfeltene på Vikingbanken. Det er ikke kartlagtnoen dominerende trålretning i det området somberøres av traséen. Krysningsvinkelen vil avhenge avhvor fisken står, slik at trålingen kan foregå både påtvers av og langsetter rørledningen. I praksis betyrdette at fartøyer som tråler i spiss vinkel motrørledningen vil justere kursen før kryssing for åforenkle overtrålingen Under godt tobisfiske kanfartøytettheten tidvis være svært høy. Fartøyene trålerda så nær hverandre at det kan være vanskelig åjustere kursen før passering av rørledninger. En nyrørledning vil dermed kunne medføre operasjonelleulemper. Omfanget av ulempene vil avhenge avaktivitetsnivå.

*DVVU¡UOHGQLQJ�WLO�.ROOVQHV��GLDPHWHU���´�

En rørledning i rett linje fra Kvitebjørn til Kollsnesvil krysse de viktigste øyepål-feltene i eggaskråningenned til 300 meters dyp i 30o- 45o vinkel. Traséenkrysser også områder østover mot Trollfeltet der detår om annet drives et sporadisk øyepålfiske. Traséenberører også områder ned til 350 meters dyp der dettråles etter kolmule, men de største fangstene tas nedtil 300 meters dyp.

Ned til 250 meters dyp planlegges rørledningen lagt igrøft som tildekkes. Rørledningen ventes derfor ikke åmedføre operasjonelle ulemper på denne strekningen.Videre inn mot land antas det å være aktuelt medstein-/ grusfyllinger langs deler av rørledningen, menforeløpig foreligger det ikke nærmere opplysningerom dette. Virkningene for trålfisket vil avhenge avhvor disse steinfyllingene kommer, men det er etforholdsvis begrenset fiske som foregår fra 270-280meters dyp og videre inn mot land.

$OWHUQDWLYH�NRQGHQVDWU¡UOHGQLQJHU

Mht eksport av kondensat vurderes rørledning meddiameter 12” til Statfjord B, rørledning med diameter11” til Gullfaks C eller rørledning med diameter 12”(men 20” utvendig) til Oseberg C. I tillegg er detaktuelt med en elektrisk kabel fra Troll, eventuelt fraGullfaks. Rørledningene vil bli gravd 0,5 meter ned(grøftet). Traséen til Oseberg etterfylles medstein/grus til nivået på havbunnen omkring. De andretraséene tildekkes med én meter stein/grus. Påstrekninger der bunnen er for hard til nedgraving vilall tildekking være over havbunnen. Figuren underviser tverrsnitt for konsensatrørledning tilhhv.Statfjord eller Gullfaks.

For traséene til Statfjord B eller Gullfaks C innebærerden foreslåtte løsning at det etter at leggearbeidet eravsluttet, er steinfylling langs hele traséen. Basert påresultatene fra Havforskningsinstituttets forsøk i 1997med overtråling av steinfyllInger i 1997, vilindustritrålerne søke å unngå overtråling avrørledningen. Steinfyllinger av en visse lengde vilmedføre større arealbeslag omkring en trasé somkrysser eggaskråningen enn for en trasé som liggerlangsetter dybdekotene.

For traséen til Statfjord, som skrår gjennom deøverste 5 kilometerne av de mest brukte øyepålfeltenekan dette medføre et arealbeslag i størrelsesorden 50km2 når det tas hensyn til unnvikende manøvrering.For traséen til Gullfaks vil fartøyene unngå et beltelangsetter rørledningen. Et belte med en bredde på500 meter tilsvarer et arealbeslag i størrelsesorden 10km2.

)LJXU�����7YHUUVQLWW�DY�QHGJUDYG�NRQGHQVDWU¡U�

For traséen til Oseberg C innebærer den foreslåtteløsning at rørledningen steinfylles opp til nivået påhavbunnen omkring. Det foreligger foreløpig ikketilstrekkelig dokumentasjon av bunnforholdene langstraséene til å kunne utelukke behov for steinfyllingerpå deler av strekningen. Dersom bunnforholdenefaktisk muliggjør nedgraving, ventes rørledningenikke å medføre noen ulempe for trålfisket etter atleggearbeidet er gjennomført. Den sammekonklusjonen gjelder for kabelen dersom kabelgrøftenetterfylles til nivået på havbunnen omkring.

Muligheten for å benytte det samme konseptet forkondensatrørledningen til Oseberg som for de andreto alternativene (elektrisk oppvarming), er underutredning. For fiskerivirksomheten vil et slikt konseptfor kondensatrørledningen til Oseberg innebære desamme konsekvenser som for kondensatrørledningentil Statfjord B.

Vurderingene ovenfor er basert på resultatene fraHavforskningsinstituttets forsøk med overtråling avsteindekte rørledninger i 1997. Resultatene fraovertrålingsforsøket med reketrål i 1998 indikerer atvirkningen av steinfyllinger under enkelte forhold kanvære mer begrenset enn det som framkommergjennom Havforskningsinstituttets forsøk. Men det erusikkert om disse resultatene kan overføres tilindustritrål. For vurdering av virkninger av

��

steindekking av rørledninger fra Kvitebjørn hadde detderfor vært en fordel om det var gjennomført ettilsvarende forsøk som i 1998 med industritrål.

6DPPHQIDWQLQJ�

Nye rørledninger i det aktuelle området ventes ikke åmedføre fangsttap eller operasjonelle ulemper av noenbetydning for konsumtrålfisket. For industritrålfisketsynes de operasjonelle ulempene av en nygassrørledning å være minst for en trasé til Kollsnes.Traséen til Heimdal vil krysse tobisfelt påVikingbanken der det år om annet er svært storfartøytetthet, og medfører operasjonelle ulemper fordette fisket.

Virkningen for industritrålfisket avkondensatrørledning og elektrisk kabel vil avhenge avom rørledningene lar seg grave ned i trålfeltet etter øyepål i eggaskråningen. Dersom dette er tilfellet,ventes ikke en rørledning til Oseberg, som i hovedsaktildekkes til samme nivå som havbunnen omkring, åmedføre ulemper etter at leggearbeidet er avsluttet.Vurdert ut fra Havforskningsinstituttetsovertrålingsforsøk i 1997 vil steinfyllingene langs deto andre traséalternativene medføre til dels storearealbeslag innenfor et viktig trålfelt.

����� $YE¡WHQGH�WLOWDN

Avbøtende tiltak for å redusere eventuelle ulemper forfiskerivirksomheten av den foreslåtte utbyggingen vili første rekke være knyttet til leggemetode ogtrasévalg.

Statoil vil ta kontakt med Fiskeridirektoratet iforbindelse med detaljplanlegging av rørtrasé nårmottaksanlegg for hhv. gass og kondensat er besluttet.I den sammenheng vil det være aktuelt å drøftehvordan legging kan gjennomføres og stein /grusdumping minimaliseres slik at eventuelle ulemperfor trålvirksomheten kan gjøres minst mulig.

Eventuelle ulemper i anleggsfasen kan reduseresdersom leggearbeidet ikke gjennomføres samtidigmed de viktigste fiskeriene i berørt område.

Ankermerker etter leggefartøy og steinfyllinger kan iprinsippet medføre ulemper for trålfiske ennrørledningene i seg selv. Både i eggeskråningen og påVikningbanken der det er sandbunn forventes det atankermerkene vil være slettet etter kort tid. Dersomrørledningene installeres ved hjelp av dynamiskposisjonert leggefartøy vil leggearbeidet ikke medføreankermerker på havbunnen som kan være til ulempefor trålfisket. Dersom tradisjonelt ankerbasertleggefartøy benyttes, kan valg av ankertype oghåndtering av ankerne forsøkes gjennomført slik atdet blir minst mulig ankermerker i områder der detdrives industritrålfiske. Etter at rørleggingen ergjennomført vil det være aktuelt å gjennomføreinspeksjon av ankermerker.

Traséen for gassrørledning fra Kvitebjørn til Heimdalkrysser meget viktige tobisfelt på Vikingbanken og

kan medføre operasjonelle ulemper ved intensivttrålfiske. Et mulig avbøtende tiltak som kan blivurdert, er å justere traséen mot vest slik at den gårhelt i vestkanten av tobisfeltet for så å gå sørover motHeimdal på østsiden av Odinplattformen.

For traséen til Kollsnes synes det ikke å være behovfor særskilte avbøtende tiltak.

Muligheten for en dypere nedgraving avkondensatrørledningene i industritrålfeltet slik atsteinfyllingen ikke kommer over havbunnsnivå, vil blivurdert i forbindelse med detaljkartleggingen. Det kanimidlertid også være aktuelt å få gjennomførttråltester for å få dokumentert om mindresteinfyllinger medfører ulemper for trålfiske etterøyepål og kolmule.

��

� 2SSI¡OJHQGH�WLOWDN�RJXQGHUV¡NHOVHU

I konsekvensutredningen er angitt avbøtende tiltak ogmuligheter for forbedringer som skal vurderes i detvidere planarbeidet. Disse tiltakene vil bli løpendefulgt opp av prosjektet i utbyggings- og driftsfasen. Itillegg vil det bli forsøkt identifisert nye avbøtendetiltak. Dette er en del av prosjektets ordinære helse-,miljø- og sikkerhetsarbeid (HMS) iht. Statoils egneretningslinjer for den videre prosjektutvikling og iutbyggings- og driftsfasen.

��� 3ODQHU�IRU�PLOM¡RYHUYnNQLQJ�Sn.YLWHEM¡UQIHOWHW

I henhold til Statoils konsernretningslinjer om"Styring av helse, miljø og sikkerhet iStatoilkonsernet" skal forhold som kan påvirke detytre miljø på en uheldig måte kartlegges, overvåkesog begrenses.

Når det gjelder miljøundersøkelser til havs beskriverSFT's veiledere hva som kreves av slikemiljøundersøkelser for den enkelte feltutbygging.Statoils eget styringssystem for miljøundersøkelser erderfor knyttet nær opptil den systematiskeidentifisering og oppfølging av miljøindikatorer somer beskrevet i SFT's veileder.

Disse miljøindikatorene omfatter :

ì totalt hydrokarboninnhold (THC)ì utvalgte hydrokarboner som aromater og dekalinerì metaller som barium, kadmium, kobber, bly, zink,

kvikksølv og jernì totalt organisk materialeì partikkelstørrelsesfordeling ì identifisering og karakterisering av bunnfauna.

Disse miljøindikatorene var først og fremst utvikletfor å følge effektene av den utstrakte bruken avoljebasert boreslam som tidligere normalt ble benyttetved produksjonsboring, og indikatorene har fungertgodt for å følge opp effekter på bunnfauna ved utslippfra slike boreoperasjoner. De sammemiljøindikatorene fungerer ikke for å vurdere effektersom skyldes utslipp av olje, kjemikalier og andreorganiske forbindelser i produsert vann.

I planleggingen av miljøovervåkningen påKvitebjørn-feltet og andre felt er det viktig å tilpasseprogrammet til overvåkning av utslipp fra de aktuelleboreoperasjonene. Statoil vil se behovet for nyeomfattende grunnlagsundersøkelser forKvitebjørn-feltet i forhold til resultatene framiljøovervåkingen av nærliggende felt iTampenområdet. Behovet for tilleggsinformasjonavklares etter nærmere dialog med SFT.

Det er foretatt en regional undersøkelse forTampenområdet i 1996. Denne undersøkelsen skalgjentas i 1999. Statoil vil også legge resultatene fradisse undersøkelsene til grunn for det opplegget somskal drøftes med SFT.

��

� 6DPPHQVWLOOLQJ�DYNRQVHNYHQVHU�YHG�XOLNHDOWHUQDWLYHU

I de foregående kapitler er det redegjort for.samfunnsmessige, miljømessige og fiskerimessigekonsekvenser av Kvitebjørnutbyggingen medalternative rørlednings- og mottaksanlegg for rikgassog kondensat og ved alternative opplegg forkraftforsyning. I dette kapitlet sammenstilleskonsekvensene for de alternative løsningene.

��� $OWHUQDWLYH�U¡UOHGQLQJHU�RJPRWWDNVDQOHJJ�IRU�ULNJDVV

Kollsnes og Heimdal er alternative mottaksanlegg forrikgass fra Kvitebjørn. Sammenstilllingen avkonsekvensene ved disse to løsningene skal omfattealternativer med mest mulig like sluttprodukter. Dettebetyr at sammenligning av konsekvensene dekkerbehandlingen til og med duggpunktsanlegg forKollsnesalternativet og ferdig tørkning av rikgassenpå Heimdal. Videretransport av salgsgassen tilkontinentet er ikke inkludert hverken på Kollsnes ellerHeimdal. For Heimdalalternativet er transport avassosiert væske i eksisterende rør inn iForties-systemet eller via sammenkopling medFrostpipe til Sture via Oseberg inkludert.

6DPIXQQVPHVVLJH�IRUKROG

Investeringskostnader for Kvitebjørnutbyggingeneksklusiv mottaksanlegg for rikgass og tilhørenderørledninger utgjør omlag 7,2 mrd. 1998 kr.

Tabellen under viser hvilke investeringer, nasjonaleleveranser og sysselsettingsvirkninger som hhv.Kollsnesalternativene og Heimdalalternativet vil gi itillegg til resten av Kvitebjørnutbyggingen. I tabellener Statfjord B forutsatt som kondensatmottaksanleggog elektrisk kabel fra land forutsatt somkraftforsyningsalternativ i raden for Kvitebjørn utengassmottak.

7DEHOO�������6DPPHQVWLOOLQJ�DY�VDPIXQQV¡NRQRPLVNH��������NRQVHNYHQVHU���DOWHUQDWLY�JDVVPRWWDNVDQOHJJ

+ 4.130+1.356+ 2.872+HLPGDO

+ 6.720+ 2.240+ 4.113.ROOVQHV�1*/

+6.020+1.940+3.633.ROOVQHV�'3

����������������.YLWHEM¡UQ�XWHQ

JDVVPRWWDN

Sysselsetting

årsverk

N. leveranser

mill 1998 kr

Investeringer

mill 1998 kr

For Kollsnesalternativet omfatter beregningene båderørledning Kvitebjørn - Kollsnes, landfall ogduggpunktsanlegg eller NGL-anlegg..

Investeringskostnader, leveranser og sysselsetting forKollsnesalternativene (duggpunktanlegg ogNGL-anlegg) er basert på KonsekvensutredningUtvidelser av anleggene på Kollsnes, Mongstad ogKårstø for Kvitebjørn og Haltenbanken Sør.

Tabellen viser at investeringskostnadene forHeimdalalternativet er omlag ¾ avinvesteringskostnadene for ved valg avduggpunktsanlegg I Kollsnesalternativet. Nasjonaleleveranser og sysselsetting i Heimdalalternativet er over 2/3 av tilsvarende størrelser forKollsnesalternativet.

0LOM¡PHVVLJH�IRUKROG

Miljøkonsekvensene ved mottaksanleggene forrikgass er hovedsaklig knyttet til utslipp av CO2 ogNOx. Tabellen under viser de totale marginale utslippav CO2 og NOx ved hhv. Kollsnesalternativet(duggpunktsanlegg) og Heimdalalternativet sett irelasjon til utslippene fra resten avKvitebjørnutbyggingen. I tabellen er Statfjord B tattmed som kondensatmottaksanlegg og elektrisk kabelfra land tatt med som kraftforsyningsalternativ i radenfor Kvitebjørn uten gassmottak. Utslipp fra boring erogså med.

7DEHOO�������0DUJLQDOH�XWVOLSS�DY�&2��RJ�12

[�L�SHULRGHQ�������

�������DOWHUQDWLY�JDVVPRWWDNVDQOHJJ

+ 1.056+ 1.28�+HLPGDO

+ 1.164+ 1.66�.ROOVQHV�1*/�HNVWUDNVMRQ

+237+0.33.ROOVQHV�GXJJSXQNW

���������.YLWHEM¡UQ�XWHQ�JDVVPRWWDN

NOx-utslipp

tonn

CO2-utslipp

mill tonn

Tabellen viser at Kvitebjørn uten gassmottaksanlegghar et utslipp på hhv. 0,46 mill tonn CO2 og 1.361tonn NOx. Et duggpunktsanlegg på Kollsnes gir ettillegg på hhv. 0,33 mill tonn CO2 og 237 tonn NOx,mens Heimdalalternativet gir betydelig større utslipp.

Dersom NGL-ekstraksjonsanlegg på Kollsnes skullevært lagt til grunn og ikke duggpunktsanlegg somovenfor, ville Kollsnesalternativet gitt et samletutslipp på hhv. 1,66 mill tonn CO2 og 1.164 tonn NOx.Det er imidlertid kun 15% av disse utslippene somkommer i Norge da det er forutsatt elektriske drivere.Resterende utslipp er antatt å komme der denimporterte kraften kommer fra.

Prognoser basert på innrapporteringen tilnasjonalbudsjettet for 1997 viser gjennomsnittligårlige utslipp fra offshorevirksomheten i perioden

��

2002 - 2015 på omlag 7 millioner tonn CO2 og iunderkant av 30.000 tonn NOx. Sett i en sliksammenheng utgjør gjennomsnittlige årlige utslipp fraKvitebjørnutbyggingen med Kollsnesalt. (duggpunkt)omlag 0,7 % og med Heimdalalternativet 1,4 % avCO2-utslippene og hhv. 0,2 % og 0,4% av NOx-utslippene.

Sett i en slik sammenheng kan forskjellene på hhv.Kollsnes og Heimdalalternativet virke ubetydelige.

)LVNHULPHVVLJH�IRUKROG

Forskjell i fiskerimessige konsekvenser mellom hhv.Kollsnes- og Heimdalalternativet er knyttet tileventuelle ulemper for fiskerivirksomheten av leggingog tilstedeværelse av rørledningene.

I Kollsnesalternativet vil rørledningen krysseøyepålfeltene i eggaskråningen ned til 300 meters dypi 30o- 45o vinkel og enkelte andre områder der detsporadisk drives fiske etter øyepål og kolmule. Ned til250 meters dyp planlegges rørledningen lagt i grøftsom tildekkes. Det vil derfor ikke medføreoperasjonelle ulemper for trålvirksomheten på dennestrekningen. Videre innover mot land vil det påmindre delstrekninger kunne være nødvendig medgrus / steindumping. Det er et forholdsvis begrensetfiske som foregår fra 270-280 meters dyp og videreinn mot land og eventuelle virkninger forindustritrålfisket vil bli ubetydelige.

I Heimdalalternativet vil rørledningen krysseøyepålfeltene i øvre del av eggaskråningen i omlag45o vinkel. Dette forventes ikke på medføreoperasjonelle ulemper. En slik trasé vil også kryssevestlige deler av de mest intensivt utnyttedetobisfeltene på Vikingbanken. Under godt tobisfiskekan fartøytettheten tidvis være svært høy. Fartøyenetråler da så nær hverandre at det kan være vanskelig åjustere kursen før passering av rørledninger. En nyrørledning vil dermed kunne medføre operasjonelleulemper. Omfanget av ulempene vil avhenge avaktivitetsnivå. Disse ulempene kan unngås dersomtraseen justeres enten østover mot Oseberg ellervestover nærmere britisk sektor av Nordsjøen.

For fiskerivirksomheten innebærerKollsnesalternativet kun ubetydelige konsekvenserknyttet til industritråling. Heimdalalternativet kan iutgangspunktet medføre operasjonelle ulemper fortobisfisket på Vikingbanken dersom det er høytaktivitetsnivå her. Disse ulempene kan imidlertidminskes ved omlegging av rørledningstraseen.

��� $OWHUQDWLYH�U¡UOHGQLQJHU�RJPRWWDNVDQOHJJ�IRU�NRQGHQVDW

Statfjord B, Gullfaks C og Oseberg C er alternativemottaksanlegg for kondensat fra Kvitebjørn.Sammenstillingen av konsekvenser dekker rørledningfra Kvitebjørn til mottaksanlegg, behandling påmottaksanlegg og videre transport av kondensat tilland.

6DPIXQQVPHVVLJH�IRUKROG

Investeringskostnader for Kvitebjørnutbyggingeninkludert NGL-anlegg på Kollsnes, men eksklusivmottaksanlegg for kondensat er anslått til omlag 9.500mill 1998 kr.

Tabellen under viser hvilke tillegg hver av de trealternativene representerer mht.investeringskostnader, nasjonale leveranser ogsysselsetting (årsverk).

7DEHOO�������6DPPHQVWLOOLQJ�DY�VDPIXQQV¡NRQRPLVNH���������NRQVHNYHQVHU���DOWHUQDWLY�NRQGHQVDWPRWWDN

+ 3.260+ 1.087+ 1.8022VHEHUJ�&

+ 1.270+ 421+ 831*XOOIDNV�&

+ 1.810+ 600+1.3436WDWIMRUG�%

�����������������.YLWHEM¡UQ�XWHQ

NRQG�PRWWDN

Sysselsetting

årsverk

N. leveranser

mill 1998 kr

Investeringer

mill 1998 kr

Tabellen viser at Osebergalternativet har over dobbeltså høye investeringskostnader, nasjonale leveranserog sysselsettingsvirkninger som Gullfaksalternativet,mens Statfjordalternativet ligger omlag midt mellomdisse to.

Sett i forhold til investeringskostnader forKvitebjørnprosjektet (inkl. NGL-anlegg på Kollsnes)men eksklusiv rørledning og mottaksanlegg forkondensat på 10 mrd. 1998 kr, representererkostnadsforskjellen mellom dyreste og billigstekondensatløsning omlag 1,0 mrd. kr eller 10 % avKvitebjørninvesteringene.

I en økonomisk sammenligning mellom alternativenemå imidlertid også tariffkostnader for bruk avplattformens tjenester og plattformens økonomiskelevetid trekkes inn i vurderingen.

0LOM¡PHVVLJH�IRUKROG

Miljøkonsekvensene for mottaksanlegg for kondensater knyttet til utslipp av CO2, og NOx og produsertvann i forbindelse med behandling og videretransportav konsensat på mottaksanleggene.

I tabellen under er NGL-ekstraksjonsanlegg påKollsnes tatt med som gassmottaksanlegg ogelektrisk kabel fra land tatt med somkraftforsyningsalternativ i kolonnen for Kvitebjørnuten kondensatmottak. Bemerk at i disse talleneinngår utslipp fra import av elektrisk kraft tilNGL-anlegget og at disse utslippene antas å komme iutlandet.

Tabellen under viser de samlede marginale utslippved de alternative mottaksanleggene for kondensatperioden 2001 - 2020.

��

7DEHOO�������0DUJLQDOH�XWVOLSS�DY�&2��RJ�12

[�L�SHULRGHQ�������

�������DOWHUQDWLY�NRQGHQVDWPRWWDN

+ 546+ 0,25�2VHEHUJ�&

+ 1.003+ 0,26*XOOIDNV�&

+ 677+0,226WDWIMRUG�%

���������.YLWHEM¡UQ�XWHQ�NRQG�PRWWDN

NOx-utslipp

tonn

CO2-utslipp

mill tonn

Tabellen viser at det er liten forskjell på de ulikekondensatmottaksanleggene når det gjelder utslipp avCO2. Utslippene fra konsensatmottaksanleggenerepresenterer et tillegg på 12% til 14% avCO2-utslippet fra resten av behandlingsprosessen påKvitebjørn (forutsatt NGL-ekstrasjon).

Det er imidlertid noe større forskjell på utslipp avNOx der det er nesten dobbelt så stort utslipp medGullfaks C som kondensatmottaksanlegg somOseberg C.

Når det gjelder utslipp av produsert vann vil dettevære likt for samtlige alternativ.

)LVNHULPHVVLJH�IRUKROG

Som for de alternative gassmottaksanleggene erforskjellen i fiskerimessige konsekvenser foralternative kondensatmottaksanlegg knyttet tileventuelle ulemper ved legging og tilstedeværelse avrørledningen. De fiskerimessige konsekvenser er fordisse rørledningsalternativene er hovedsakelig knyttettil mulige ulemper ved tråling etter øyepål ieggaskråningen.

Både rørledningen til Statfjord B og til Gullfaks C vilbli dekket med steinfyllingen i omlag ½ meters høyde.Denne steinfyllingen vil kunne representere enulempe for industritrålerne som vil kunne søke åunngå steinfyllingen. Dermed blir trålbart arealmindre. Tabellen under viser omfang av muligarealbeslag i de ulike alternativene.

7DEHOO�������$UHDO�PHG�PXOLJ�XOHPSHU�IRU�LQGXVWULWUnOLQJ��DOWHUQDWLYH�NRQGHQVDWPRWWDN

0 km210 km250 km2Areal med muligeulemper for industritrål

2VHEHUJ�&*XOOIDNV�&6WDWIMRUG�%

Forutsatt at Osebergledningen graves ned og tildekkesi samme høyde som havbunnen vil dennerørledningen ikke medføre konsekvenser av betydningfor fiskerivriksomheten.

��� $OWHUQDWLYH�RSSOHJJ�IRUNUDIWIRUV\QLQJ

Det er utredet tre forskjellige alternativer mht.kraftforsyning til Kvitebjørn. Dette er hhv.

ì Kraftforsyning via kabel fra land via Trollì Kraftforsyning fra kondensatmottaksanlegg via

kabelì Egenprodusert kraft på plattformen

Det er gjennomført samfunnsøkonomiske beregningerknyttet til virkninger av elektrisk kabel fra land (dvs.kabel fra Troll), men ikke for de andre alternativene.Sett i forhold til resten av Kvitebjørnutbyggingen vildet kun være marginale forskjeller isamfunnsøkonomiske konskvenser ved de ulikealternativene.

0LOM¡PHVVLJH�IRUKROG��

Kraften til Kvitebjørn vil bli produsert av forskjelligtype anlegg i de ulike alternativene, og vil dermed giforskjellige utslipp til luft. Tabellen under viser totalemarginale utslipp av CO2 og NOx i perioden 2001 -2020 ved de forskjellige alternativene. I kolonnen forKvitebjørn uten kraftforsyning er NGL-anlegg påKollsnes og kondensatmottak på Statfjord B tatt medsom alternativ.

7DEHOO�������0DUJLQDOH�XWVOLSS�DY�&2��RJ�12

[�L�SHULRGHQ�������

�������DOWHUQDWLY�NUDIWIRUV\QLQJ

+ 1.399+ 0,30�(JHQSURGXVHUW�NUDIW��

+ 1.356+ 0,30�.UDIW�IUD�6WDWIMRUG�%

+ 420+ 0,19.UDIWIRUV\QLQJ�IUD�ODQG

���������.YLWHEM¡UQ�XWHQ�NUDIWIRUV�

NOx-utslipp

tonn

CO2-utslipp

mill tonn

Tabellen viser at alternativet med kraftforsyning fraland er bedre enn begge de andre alternativene når detgjelder utslipp av CO2 og NOx. Det bør også tas med ibettraktningen at NOx-utslippet her er forutsatt å skjepå kontinentet der den elektriske kraften antas å bliprodusert ved hjelp av gasskraftverk.

Når det gjelder fiskerimessige forhold vil det ikke åvære forskjeller mellom alternativene, siden leggingog tilstedeværelse av en elektrisk kabel ikke antas åmedføre konsekvenser av betydning forfiskerivirksomheten.

��

5HIHUDQVHOLVWH

1. Agenda Utredning og utvikling as 1998:³6DPIXQQVPHVVLJH�YLUNQLQJHU�DY.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ´

2. Rogaland Consultants 1998: ³%HVNULYHOVH�DYLQIOXHQVRPUnGHW�RJ�VnUEDUH�UHVVXUVHU�IRU.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ´

3. Rogaland Consultants 1998: ³8WVOLSS�RJPLOM¡PHVVLJH�NRQVHNYHQVHU�DY.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ´

4. Statoil 1998: ³0LOM¡ULVLNR��RJ�EHUHGVNDSVDQDO\VHIRU�.YLWHEM¡UQ��EORNN��������%RULQJ�RJSURGXNVMRQ´

5. Agenda Utredning og utvikling as 1998:³)LVNHULPHVVLJH�NRQVHNYHQVHU�DY.YLWHEM¡UQXWE\JJLQJHQ´

Følgende rapportutkast som er utarbeidet i forbindelsemed den regionale konsekvensutredningen forNordsjøen, er benyttet som grunnlag forkonsekvensutredningen:

ì Statoil 1998: ³5HJLRQDO�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJ�IRU1RUGVM¡HQ�7HPDUDSSRUW���D�³,QIUDVWUXNWXU�XWVOLSS��RYHUYnNQLQJVXQGHUV¡NHOVHU�RJ�PLOM¡WLOWDNIRU�KKY��7DPSHQRPUnGHW´

ì Statoil 1998: ³5HJLRQDO�NRQVHNYHQVXWUHGQLQJ�IRU1RUGVM¡HQ�7HPDUDSSRUW���8WVOLSS�WLO�OXIW�RJ�VM¡�3URJQRVHU”

ì Rogaland Consultants 1998: ³5HJLRQDONRQVHNYHQVXWUHGQLQJ�IRU�1RUGVM¡HQ�7HPDUDSSRUW��%HVNULYHOVH DY�LQIOXHQVRPUnGHW�WLO�KDYV�RJ�SnODQG´

ì Det Norske Veritas 1998:�³5HJLRQDONRQVHNYHQVXWUHGQLQJ�IRU�1RUGVM¡HQ�7HPDUDSSRUW��8KHOOVXWVOLSS���6DQQV\QOLJKHW��PLOM¡ULVLNR�RJNRQVHNYHQVHU´

ì Agenda Utredning og utvikling as 1998: ³5HJLRQDONRQVHNYHQVXWUHGQLQJ�IRU�1RUGVM¡HQ�7HPDUDSSRUW��)LVNHULHU�RJ�DNYDNXOWXU��RPUnGHW���R1������R1´

��

$33(1',.6�

$� .\VWPLOM¡HW

Influensområdet fra Kvitebjørn inneholder flerevernede og verneverdige strandområder. Hvertområde kan ha flere ulike verneverdier knyttet til seg.For eksempel er strender ofte både verdifullefugleområder og av botanisk interesse. Antallenkeltlokaliteter i influensområdet som harvernestatus, eller er vurdert verneverdig, er stort.Områder som har internasjonal ellernasjonalvernestatus er vist i figur A1.

%U%U

%U%U

%U

%U

%U

%U%U %U

%U

%U

%U%U

%U

%U

%U%U%U%U

%U

%U%U %U%U

%U%U

%U

%U%U

%U

%U%U

%U%U

%U%U%U

%U%U

%U

%U

%U

%U

%U%U%U

%U

%U%U%U%U%U

%U%U

%U%U%U%U%U

%U

%U%U%U%U%U%U

%U%U%U%U%U%U%U%U

%U%U%U%U

%U %U%U%U%U %U

%U

%U%U%U%U%U%U

%U%U%U%U%U%U

%U%U

%U%U

%U%U

%U%U%U%U

%U

%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U

%U%U%U%U%U %U%U

Fylkesgrense%U Vernede områder

N

EW

S

)LJXU�$��9HUQHGH�RPUnGHU�RJ�ORNDOLWHWHU�PHG�K¡\YHUQHSULRULWHW�YHUQHLQWHUHVVH��LQWHUQDVMRQDO�RJ�QDVMRQDOYHUQHYHUGL

Influensområdet inneholder også en rekke områdersom er viktige til friluftsliv og rekreasjon. Figur A2viser beliggenhet og fordeling av sikredefriluftsområder i influensområdet. De områder som ersikret er i stor grad områder som tradisjonelt har værtmye benyttet til rekreasjon.

Områdene som er vist i figur A2 er sikret gjennomoffentlige midler, med status som offentlig eid ellermed evigvarende leieavtaler.

#S

#S

#S

#S

#S#S#S#S #S#S#S#S#S#S

#S

#S#S#S

#S#S

#S#S #S

#S#S#S#S

#S#S#S#S#S#S

#S#S

#S

#S#S#S#S #S

#S#S #S#S

#S #S#S#S#S#S#S#S#S

#S#S#S#S#S#S

#S#S#S#S#S#S#S

#S#S#S#S #S#S#S#S#S#S#S

#S

#S#S#S#S

#S#S #S#S

#S#S

#S#S#S

#S#S#S #S#S

#S#S#S#S

#S

#S#S #S #S#S

#S#S

#S#S

#S#S#S

#S

#S#S#S#S#S

#S#S#S#S#S

#S#S#S#S#S#S

#S#S#S

#S#S#S

#S#S

#S

#S#S#S #S#S#S #S#S

#S

#S#S#S

#S#S #S#S#S#S

#S#S

#S

#S

#S#S#S#S#S#S#S #S#S#S#S #S#S#S #S#S#S#S

#S

#S

#S #S#S#S #S

#S#S #S#S#S

#S#S

#S#S

#S#S

#S#S

#S#S

#S

#S #S

#S #S#S

#S

#S

#S

#S

#S

#S#S#S#S#S

#S#S

#S#S#S

#S

#S

#S#S#S#S

#S

#S

#S

#S#S

#S

#S

#S

#S

#S#S#S

#S

Os

Eid

Vik

Sund

Voss

Kvam

Fusa

Ørsta

Selje

Stryn

Flora

Førde

Årdal

Gulen

Fedje

Radøy

Askøy

Fjell

Ulvik

Vågsøy

Fjaler Gaular

Solund

Luster

Lærdal

Lindås

Meland

Bergen

Jondal

Tysnes

NorddalStranda

Gloppen

Askvoll

Sogndal

Aurland

Modalen

VaksdalOsterøy

Granvin

Vanylven

Naustdal

Høyanger

Høyanger

Øygarden

Eidfjord

Samanger

Bremanger

Hyllestad

Leikanger

Austrheim

Austevoll

Leikanger

Balestrand

Masfjorden

Ullensvang

Sogn og Fjordane

Hordaland

Fylkesgrense#S Sikrede friluftsområder

N

EW

S

)LJXU�$��6LNUHGH�IULOXIWVRPUnGHU�L�LQIOXHQVRPUnGHW

6nUEDUKHW�RYHUIRU�XWVOLSS�RJ�SnYLUNQLQJHU�IUDSHWUROHXPVYLUNVRPKHWHQ

Forskningen har fokusert mye på virkninger avROMHforurensing på biologisk liv. Utslipp fraKvitebjørn vil komme i form av kondensat, som haren raskere nedblandingshastighet enn råolje. Da det iliten grad er skilt mellom de ulike "oljetyper" mhp.deres påvirkning av biologisk liv mm., vil depåfølgende beskrivelser også gjelde forkondensatutlipp.For Kvitebjørn vil et verst tenkeligtilfelle resultere i utslipp I størrelsesorden 10-20 tonnkondensat.

Innsig av større mengder olje på kysten vil gjøre størstskade i fjæresonen (littoralsonen). Ved siden av åvære et viktig produksjonområde for planter ogvirvelløse dyr, er fjæresonen viktig for for en rekkefuglearter. Effektene av oljeforurensing kan skyldesgiftighet eller rett og slett tildekking som hindrerfotosyntese, respirasjon, næringsopptak og bevegelse.Påfølgende opprenskningsaksjoner kan også utrette skader på dette sårbare og spesialiserte livsmiljøet.

Restitusjonen etter et oljeinnsig går gjennom flerefaser. Eksempelvis vil restitusjon av ethardbunnssamfunn bestå av følgende stadier:

ì fjerning, nedbrytning og/eller uskadeliggjøring avoljen

ì etablering av et "pionersamfunn" (bakterier,diatomeer, tarmgrønske)

ì tangen etablerer segì albusnegl beiter ned mye av tangen og gir plass til

rurì "normalt" samfunn reetablert først etter 6 - 7 år

��

Erfaringer viser at på eksponerte områder (f.eks.klipper og havstrender) begynner rekoloniseringenmeget raskt (< 1 år). Skjermede områder med litenbølgeerosjon kan ha lang restitusjonstid (5 - 20 år),dersom man legger til grunn at oljen skal væreforsvunnet. Selv om man kan finne rester av olje isedimentene i lang tid på slike steder, synesrekoloniseringen også her å skje relativt raskt, dvs.innen 5 - 8 år.

Erfaringsmessig vil olje som driver i land på utsattesteder delvis bli vasket bort igjen, for så å samle seg ibukter og viker - gjerne der det samler seg f.eks.drivved. Her vil det kunne bli liggende olje i flere årmellom steinene. Etterhvert vil oljen få en hardoverflate med tjære-konsistens inni. Den har da litenbiologisk effekt, men representerer en estetiskforurensing.

Mange viktige våtmarksområder langs kysten påVestlandet er på grunn av en skjermet beliggenhet liteutsatt for oljeforurensning til havs. For de områdersom er utsatt, er det spesielt perioden april-septemberde er sårbare for oljeforurensning. Dette er ihekkeperioden for mange våtmarksfugler, samtidigsom det framfor alt er i denne perioden kysten blirbenyttet til friluftsliv.

$�� 6M¡IXJO

Med noe variasjon følger sjøfuglenes årlige livssyklusfølgende viktige perioder: Hekking, myting(fjærfelling), trekk, streif og overvintring. Debetydeligste områdene for sjøfugl i influensområdet,dvs. nasjonalt og internasjonalt viktige, framgår avfigur A3, A4 og A5. Områdene er inndelt etterfunksjon, dvs. etter hekking, myting ellerovervintring.

Sjøfuglforekomstene i influensområdet er genereltsett ikke like rike som i områder nord og sør for dette.Dette har i første rekke sammenheng medkysttopografi og bunnforhold. De arter som ertallmessig dominerende er ærfugl, måkefugler, skarv -og på et fåtall fuglefjell, også alkefugl.

Influensområdet har generelt viktigere lokaliteter forhekkende enn overvintrende sjøfugl, noe som trolighar sammenheng med mangel på storegrunntvannsområder for overvintrende fugl.

Totalt sett er 5 lokaliteter (alle i Sogn og Fjordane) iinfluensområdet vurdert som nasjonal/internasjonaltviktige for�KHNNHQGH sjøfugl (figur A3). Tallmessigutmerker lokalitetene Einevarden (Vågsøy) ogVeststeinen (Bremanger) seg. Disse to lokalitetenehuser majoriteten av hekkende alkefugl i fylket.

)LJXU�$��9LNWLJH�KHNNHRPUnGHU�IRU�VM¡IXJO�LQQHQIRULQIOXHQVRPUnGHW�

De tre områder som er vurdert somnasjonalt/internasjonalt viktige for P\WHQGH�sjøfuglframgår av figur A 4. Ryggsteinen i Askvollkommune framhever seg som et spesielt viktigområdet, med 2800 ærfugl og 500 mytende grågjess.

)LJXU�$��9LNWLJH�P\WHRPUnGHU�IRU�VM¡IXJO�LQQHQIRULQIOXHQVRPUnGHW�

Kun to områder i influensområdet, Herdla ogIndrevær/Utvær, har status som nasjonalt ellerinternasjonalt viktige for overvintrende sjøfugl (figurA5).

��

)LJXU�$��9LNWLJH�VM¡IXJORPUnGHU�LQQHQIRULQIOXHQVRPUnGHW�L�YLQWHUSHULRGHQ��

Innenfor influensområdet er det store forekomster av såkalte pelagiske sjøfugler. Dette er arter som søkeretter føde på de åpne havområder. Forekomstene harofte sammenheng med hekkelokaliteter på land, men arter som sildemåke, makrellterne og rødnebbternekan streife vidt omkring.

Figur A6 illusterer forekomsten av pelagiskoverflatebeitende sjøfugler i sommerperioden.

)LJXU�$��3HODJLVN�RYHUIODWHEHLWHQGH�VM¡IXJOHU�LLQIOXHQVRPUnGHW�RP�VRPPHUHQ��

6nUEDUKHW�RYHUIRU�XWVOLSS�RJ�SnYLUNQLQJHU�IUDSHWUROHXPVYLUNVRPKHWHQ

Beskrivelsene nedenfor gjelder først og fremsterfaringer med forurensing fra tyngre hydrokarbonerenn kondensat. Selv om kondensat skiller seg fraråolje gjennom en lettere vekt, raskere fordampnings-og nedbrytingshastighet, behandles den i dettekapittelet som olje.

Effekten av oljeutslipp i havet synes å være størst påsjøfugl. Dette skjer ved at fjærdrakten tilgrises med

olje, noe som medfører at isoleringsevnen reduseresog fuglen dør av varmetapet. I tillegg kan fuglene bliutsatt for forgiftningseffekter når de prøver å rengjøreseg ved pussing av fjærdrakten og ved fødeopptak.

Følgende type områder/situasjoner er vurdert somspesielt viktige når det gjelder oljeskade på sjøfugler:

ì myteområder/mytende flokker (ikke flyvedyktigfugl)

ì konsentrerte sjøfuglkolonierì områder som huser store deler av en populasjonì områder med store ansamlinger av ungfugl og/eller

voksenfuglì fuglekonsentrasjoner ved rasteplasserì svømmevandring etter hekking (for alkefugl, ikke

flyvedyktig fugl)ì perioder med dårlige lysforhold

Erfaringer fra oljesøl tyder på at vintersesongen ertiden da sjøfugl er mest sårbare på individnivå, troligpå grunn av en kombinasjon av lite lys (fuglene greierikke å unngå oljen), lav temperatur (raskere tap avkroppsvarme pga. olje på fjærene), dårligerekondisjon, og at fuglene oppholder seg større del avtiden på sjøen. Samtidig er noen av bestandene gjernespredt over forholdsvis store områder, slik at debestandsmessige konsekvensene av et oljesøl ikkenødvendigvis blir så store.

Alkefuglene vurderes som spesielt sårbare for oljesøl,bl.a. fordi de oppholder seg en stor del av tiden påhavoverflaten. De største konsentrasjonene avalkefugl finner en store deler av året nærfuglefjellene.

Erfaringsmessig er skadeomfanget i større gradavhengig av tidspunkt, sted og omstendigheter, ogmindre avhengig av mengden olje.

$� 6M¡SDWWHG\UEn lang rekke hvalarter kan opptre regelmessig i dettehavområdet. Nise og spekkhogger er de mestkystnære artene, med forekomst stort sett hele året.De viktigste oppholdsområdene for hval liggerimidlertid nord for influensområdet.

Kysten fra Hardangerfjorden til Stadt (og viderenordover) har kolonier av kystsel (havert ogsteinkobbe).

Den vesentligste del av den norske havertbestandenpå 3.100 individer er knyttet til Trøndelag ognordover. Bestanden av havert i Hordaland og Sogn &Fjordane er estimert til hhv. 15 og 200 individer.Haverten kaster sine unger om høsten. Arten hartilhold på værutsatte holmer og skjær.

Steinkobbe forekommer i kolonier langs helenorskekysten. Arten har en generelt sørligereutbredelse enn havert, med hovedtyngde i Møre ogRomsdal. Den norske bestanden er estimert til 3500

��

dyr. Steinkobbebestanden i influensområdet liggertrolig på vel 1000 individer, med den vesentligste deli Sogn & Fjordane. Ungene kastes i mai-juni.Steinkobben er generelt knyttet til mer beskyttedelokaliteter enn haverten.

De to selartene både ernærer og forplanter seg inneved kysten og er tilstede ved kysten hele året. Viktigelokaliteter for kystsel er avmerket på figur A7.

%U

%U

%U %U%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U

$

$

$

$

$ $$$

$

$

$

$

$

$

$

$

Os

Eid

Vik

Sund

Voss

Kvam

Fusa

Ørsta

Volda

Selje

Stryn

Flora

Førde

Årdal

Gulen

Fedje

Radøy

Askøy

Fjell

Ulvik

Vågsøy

Fjaler Gaular

Solund

Luster

Lærdal

Lindås

Meland

Bergen

Jondal

NorddalStranda

Gloppen

Askvoll

Sogndal

Aurland

Modalen

VaksdalOsterøy

Granvin

Vanylven

Naustdal

Høyanger

Høyanger

Øygarden

Eidfjord

Samanger

Bremanger

Hyllestad

Leikanger

Austrheim

Leikanger

Balestrand

Masfjorden

Ullensvang

Sogn og Fjordane

Hordaland

Fylkesgrense%U Kasteplass$ Hvileplass

N

EW

S

)LJXU�$��9LNWLJH�OHYHRPUnGHU�IRU�N\VWVHO�LLQIOXHQVRPUnGHW

6nUEDUKHW�RYHUIRU�XWVOLSS�RJ�SnYLUNQLQJHU�IUDSHWUROHXPVYLUNVRPKHWHQ

Det er alminnelig antatt at hval kan unngå oljesøl vedhjelp av forskjellige sanseinntrykk. Hval som blirpåvirket, er først og fremst sårbar ved inntak(tilgrising av bardene og ved svelging), menshudpåvirkning har liten effekt. De viktigsteoppholdsområdene for hval ligger imidlertid nord forinfluensområdet.

I forbindelse med "Exxon Valdez" ble det observerten overdødelighet blant spekkhoggere, uten at årsakener helt klarlagt. Fordi spekkhoggerne opptrer iflokker, kan tilfeldigheter avgjøre om få eller mangeindivider blir berørt. For andre hvalarter vilkonsekvensene av oljesøl mest sannsynlig være små.

Det synes heller ikke som oljesøl medfører vesentligeskader på sel. Det er registrert at en stor andel avhavertungene på Froanøyene utenfor Trøndelag haroljeflekker i pelsen, uten at dette synes å ha påvirketvekst eller overlevelsesevne. Både ved utblåsningen iSanta Barbara i California i 1969 og ved ExxonValdez ulykken var forutsetningene tilstede foromfattende seldød, uten at dette skjedde.

Oter er ikke et sjøpattedyr, men tilbringer en stor delav sin tilværelse i og ved sjøen. Oteren regnes somsvært sårbar for oljeforurensning, men har også engod restitusjonsevne.Det finnes faste oterbestander fra

Sogn og Fjordane og nordover, med hovedtyngden avbestanden i de nordligste fylkene. Det må forventesen forholdsvis stor dødelighet blant otere i de ytrekyststrøkene ved en større oljeulykke, men bestander ide mer skjermede områdene vil stort sett overleve oggi grunnlag for rekruttering og rekolonisering av deområdene som er rammet.

$� 2PUnGHU�IRU�DNYDNXOWXUGodkjente lokaliteter for akvakultur i influensområdeter vist i A8-A9. Figurene viser konsesjoner for alletyper akvakultur, det vil si lokaliteter for bådematfiskoppdrett, settefisk- og skalldyranlegg.Lakseoppdrett dominerer fullstendig, men det finnesogså oppdrett av marine arter, torsk og skalldyr. Somvist i tabell A1, har Hordaland og Sogn og Fjordane31 % av den totale norske produksjon av akvakultur.

7DEHOO�$���3URGXNVMRQVPHQJGHU��WRQQ������

1120 % av norsk produks.

4380 Produksjonsmengde

6RJQ�RJ�)MRUGDQH +RUGDODQG )\ONH

6nUEDUKHW�RYHUIRU�XWVOLSS�RJ�SnYLUNQLQJHU�IUDSHWUROHXPVYLUNVRPKHWHQ

Normal drift og mindre oljeutslipp vil ikke innvirkepå oppdrettsnæringen.

Skader forårsaket av olje på oppdrettsfisk antas åvære en kombinasjon av giftvirkninger og stress. Demest sannsynlige konsekvensene av oljeforurensning ioppdrettsmerder, er fysisk skade forårsaket av stress(økt svømmeaktivitet). Sammen med stressreaksjoneri forbindelse med opprensking kan dette føre til øktdødelighet. Vurderinger av oljesmak i fisk kan ogsåmedføre økonomiske konsekvenser, tildels uavhengigav om fisken fått oljesmak. Selv om fisk ikke blirutsatt for oljesøl, kan oljeforurensning i et områdemedføre økonomiske tap som følge av negativereaksjoner i markedet.

Ved en oljeeksponering med en varighet på et pardager, kan skjell lukke seg og slik unngå å bli utsattfor olje. Ved eksponering over lang tid er det påvistfysiologiske skader. Etter 55 dager i rent vann erdenne typen skader borte, men redusert tilvekst kanikke utelukkes. Etter Amoco Cadiz-ulykken ble flereøsterskulturer ødelagt ved at de tok smak av oljen. Endel dødelighet ble også observert.

��

)LJXU�$���*RGNMHQWH�ORNDOLWHWHU�IRU�VWDPILVN�RJ�VNDOOG\U�LLQIOXHQVRPUnGHW

)LJ�$���*RGNMHQWH�ORNDOLWHWHU�IRU�PDWILVNDQOHJJ�LLQIOXHQVRPUnGHW

��

#S#S#S#S

#S

#S#S

#S#S

#S

#S#S

#S

#S

#S

#S#S#S

#S

#S

#S

#S

#S#S

#S

#S

#S#S

#S#S#S

#S #S#S#S

#S

#S

#S#S#S#S#S#S#S#S#S

#S#S

#S#S#S#S#S#S#S

#S

#S

#S#S#S#S#S#S#S#S#S#S#S#S#S#S#S

#S

#S

#S#S

#S

#S

#S#S#S#S

#S#S #S#S

#S

#S

#S#S

#S#S#S#S

#S#S#S#S

#S#S

#S#S

#S

#S#S#S#S#S

#S

#S#S#S

#S

#S #S

#S#S

#S#S

#S #S#S

Os

Eid

Vik

Sund

Voss

Kvam

Fusa

Odda

Volda

Selje

Stryn

Flora

Førde

Årdal

Gulen

Fedje

Radøy

Askøy

Fjell

Ulvik

Vågsøy

Fjaler Gaular

Solund

Luster

Lærdal

Lindås

Meland

Bergen

Jondal

Tysnes

Fitjar

NorddalStranda

Gloppen

Askvoll

Sogndal

Aurland

Modalen

VaksdalOsterøy

Granvin

Vanylven

Naustdal

Høyanger

Høyanger

Øygarden

Eidfjord

Samanger

Bremanger

Hyllestad

Leikanger

Austrheim

Austevoll

Leikanger

Balestrand

Masfjorden

Ullensvang

Kvinnherad

Sogn og Fjordane

Hordaland

Fylkesgrense#S Skalldyr#S Stamfisk

N

EW

S

Fylkesgrense%U Matfisk

%U%U%U %U%U%U%U%U

%U

%U%U%U

%U

%U%U

%U

%U%U%U%U%U %U%U %U %U%U

%U

%U%U

%U

%U%U%U %U%U%U

%U

%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U

%U

%U

%U%U %U

%U%U%U

%U%U %U%U

%U

%U%U%U

%U

%U%U

%U

%U%U

%U%U

%U%U %U%U %U

%U

%U%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U%U%U%U

%U

%U%U

%U

%U

%U %U%U%U%U

%U

%U%U

%U %U%U

%U%U

%U

%U

%U

%U%U%U%U%U

%U

%U%U%U%U%U%U

%U

%U

%U %U

%U

%U

%U

%U%U

%U

%U%U

%U%U

%U

%U%U

%U

%U%U%U%U%U%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U

%U%U

%U%U

%U%U

%U%U %U

%U

%U%U%U%U %U

%U %U%U

%U

%U

%U%U%U

%U

%U

%U %U

%U%U %U%U

%U%U %U%U%U%U

%U%U%U

%U%U %U%U

%U%U%U %U%U%U%U%U%U %U%U

%U%U%U

%U%U

%U%U%U%U%U%U %U%U%U%U%U %U%U %U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U %U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U %U%U%U

%U

%U %U%U%U%U

%U

%U%U%U

%U%U%U%U%U %U%U%U %U

%U %U %U%U%U%U%U %U%U%U %U%U%U%U%U%U%U%U %U%U%U%U%U %U%U%U%U%U%U%U%U%U%U

%U

%U

%U%U

%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U %U%U%U%U%U%U %U

%U

%U

%U%U%U

%U%U %U%U %U%U

%U%U%U %U%U%U%U %U%U%U

%U%U%U

%U%U%U %U%U %U

%U

%U%U%U%U%U

%U%U%U

%U%U

%U%U %U%U%U%U%U%U %U%U%U %U%U%U%U%U%U%U %U%U%U%U%U%U%U%U%U%U %U%U%U%U%U%U%U%U%U%U %U

%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U

%U%U

%U

%U

%U

%U

%U%U

%U

%U %U

%U%U%U%U

%U

%U%U%U%U

%U%U %U %U

%U%U

%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U

%U%U%U

%U%U%U%U%U%U %U

%U

%U%U%U%U%U

%U

%U%U

%U

%U

%U%U%U

%U%U%U %U%U

%U%U %U

%U%U%U %U%U

%U

%U%U%U

%U%U%U%U%U%U%U%U%U

%U

%U

%U

%U%U%U

%U%U

%U

%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U %U%U

%U%U%U%U%U

%U%U%U%U%U%U%U%U%U %U%U%U%U%U%U%U%U%U %U%U %U%U%U%U%U %U%U%U%U%U%U%U%U %U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U %U%U%U%U

%U%U

%U%U%U%U%U

%U

%U%U%U%U%U%U

%U%U %U%U%U %U%U%U%U

%U%U %U%U%U%U

%U%U%U %U%U

%U

%U

%U%U

%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U%U %U%U

%U%U

%U%U%U

%U%U%U%U %U%U%U%U %U%U

%U%U%U

%U %U%UOs

Eid

Vik

Sund

Voss

Kvam

Fusa

Odda

Volda

Selje

Stryn

Flora

Førde

Årdal

Gulen

Fedje

Radøy

Askøy

Fjell

Ulvik

Vågsøy

Fjaler Gaular

Solund

Luster

Lærdal

Lindås

Meland

Bergen

Jondal

Tysnes

Fitjar

NorddalStranda

Gloppen

Askvoll

Sogndal

Aur land

Modalen

VaksdalOsterøy

Granvin

Vanylven

Naustdal

Høyanger

Høyanger

Øygarden

Eidfjord

Samanger

Bremanger

Hyllestad

Leikanger

Austrheim

Austevoll

Leikanger

Balestrand

Masfjorden

Ullensvang

Kvinnherad

So gn og F jor da ne

Hordaland

Sogn og Fjordane

N

EW

S