Ormen Lange

(1)

Konsekvensutredning

Feltutbygging og ilandføring

Ormen Lange

Juli 2003

Partnere: STATOIL

Operatør for driftsfasen

Operatør for utbyggingsfasen

(2)

Norsk Hydro, Ormen Lange konsekvensutredning feltutbygging og ilandføring Juli 2003

__________________________________________________________________________

Forord

Norsk Hydro fremmer med dette konsekvensutredning for feltutbyggingen av Ormen Lange med tilhørende ilandføring og prosessering av brønnstrøm fra feltet.

Ormen Lange feltet er Norges nest største gassfelt og ligger ca. 100 kilometer utenfor kysten av Møre og Romsdal. Norsk Hydro er operatør for utbyggingen, mens Norske Shell vil overta som operatør i driftsfasen. Flere utbyggingskonsept har vært vurdert. Den valgte utbyggingsløsningen består av brønner, undervannsinstallasjoner og ilandføring av brønnstrøm til Nyhamna i Aukra kommune for prosessering før gassen eksporteres videre i rør via Sleipner til Storbritannia mens kondensatet skipes.

En konsekvensutredning for landdelen av utbyggingsløsningen ble sendt på høring november 2002. I sluttdokument datert 24.april 2003 fastslo OED at utredningsplikten for landanlegget var oppfylt. Transportløsningen for gass fra landanlegget frem til et knutepunkt ved Sleipner og videre til Storbritannia dekkes av en separat konsekvensutredning som sendes OED august 2003 og er derfor bare overordnet presentert her.

Foreliggende konsekvensutredning gjelder selve feltutbyggingen med tilhørende undervannsinstallasjoner samt ilandføringen av brønnstrømmen til Nyhamna i Aukra kommune. Konsekvensutredningen gir også et kortfattet sammendrag av konsekvensutredningen for landanlegget på Nyhamna.

Konsekvensutredning er en del av Plan for utbygging og drift (PUD) for Ormen Lange som sammen med Plan for anlegg og drift (PAD) for nytt transportsystem for gass planlegges sendt myndighetene i november 2003.

Konsekvensutredning for feltutbygging av Ormen Lange er utarbeidet i henhold til petroleumslovens krav om program og konsekvensutredning. Programmet for denne konsekvensutredningen ble fastsatt av OED juni 2003. Konsekvensutredningen er oversendt OED for behandling i henhold til gjeldende regelverk. Høringsuttalelser sendes:

Olje- og energidepartementet (OED) Einar Gerhardsens plass 1

0181 Oslo

Foreliggende konsekvensutredning for feltutbygging og ilandføring, konsekvensutredning for landanlegg på Nyhamna og annen informasjon om Ormen Lange prosjektet finnes på internettadressen: http://www.hydrooljeogenergi.no/

Spørsmål vedrørende konsekvensutredningen kan rettes til Norsk Hydro v/ Anne J. Røstum

Postadresse: Ormen Lange prosjektet, 0246 Oslo

Telefon: 22 53 81 00, E-mail: [email protected] Oslo, juli 2003

Thor Tangen

Prosjektdirektør Ormen Lange

(3)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

4

Innholdsfortegnelse

1. SAMMENDRAG……….. 9

1.1 BAKGRUNN………... 9

1.2 KONSEKVENSER FOR FELTUTBYGGING OG ILANDFØRING……….. 10

2. INNLEDNING………... 13

2.1 OVERORDNET BESKRIVELSE AV UTBYGGINGEN………. 14

2.1.1 Brønner og undervannsinstallasjoner ……….………. 14

2.1.2 Rørledninger til og fra landanlegget ………..………. 14

2.1.3 Landanlegget ………. 15

2.1.4 Senere behov for prekompresjon ………..………. 16

2.1.5 Gasseksportsystem ………..………. 16

2.1.6 Energivurderinger ………..………. 17

2.2 OMFANG AV KONSEKVENSUTREDNINGEN………..………. 17

2.3 LOVVERKETS KRAV TIL KU………. 18

2.4 KONSEKVENSUTREDNINGER FOR ORMEN LANGE………... 19

2.5 OFFENTLIG SAKSBEHANDLING………. 20

2.6 KONTAKT MED MYNDIGHETENE……….. 20

3. PLANER FOR UTBYGGING OG DRIFT ……… 21

3.1 FELTETS BELIGGENHET……… 21

3.2 EIERFORHOLD……….. 22

3.3 RESERVOARFORHOLD ………. 22

3.4 PLANLAGT PRODUKSJON ……… 23

3.5 KONSEPTBESKRIVELSE ………... 24

3.6 UNDERVANNSANLEGG ……… 24

3.7 RØRLEDNINGER OG RØRTRASEER ……….. 27

3.7.1 Rørledninger til og fra landanlegget på Nyhamna………. 27

3.7.2 Leggemetoder………. 28

3.7.3 Sjøbunnsundersøkelser og traseer………. 33

3.7.4 Behov for sjøbunnsbearbeiding……….. 33

3.8 BOREOMFANG ………... 34

3.9 DRIFTSORGANISASJON FOR ORMEN LANGE FELTET ……….. 35

(4)

__________________________________________________________________________

3.10 ØKONOMI ………. 36

3.11 FREMDRIFTSPLANER ……… 37

3.12 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET ………..………. 38

3.13 FELTAVVIKLING ………... 38

4. OMRÅDE BESKRIVELSE ………... 41

4.1 INFLUENSOMRÅDETS UTSTREKNING ………. 41

4.2 METEOROLOGISKE OG OSEANOGRAFISKE FORHOLD ……….. 42

4.2.1 Bølger og vind ………. 42

4.2.2 Strøm, temperatur og saltholdighet……..……… 43

4.3 NATURVERNINTERESSER ……… 46

4.3.1 Prioriterte områder (MOB) ………..………. 46

4.3.2 Marin verneplan ……….. 46

4.3.3 Strandområder .. ………. 48

4.3.4 Spesielt miljøfølsomme områder (SMO) …….………. 49

4.4 NATURRESSURSER ……….. 50

4.4.1 Marin bunnfauna ……… 50

4.4.2 Koraller ………. 50

4.4.3 Plankton ……… 57

4.4.4 Fisk ………. 58

4.4.5 Sjøfugl ……… 61

4.4.6 Sjøpattedyr ……… 62

4.5 MARIN ARKEOLOGI ………. 64

4.6 STOREGGARASET………. 64

5. KONSEKVENSER FOR MILJØ OG NATURRESSURSER……… 69

5.1 VIKTIGE MILJØPOLITISKE FØRINGER OG KRAV….………... 69

5.2 UTSLIPP TIL LUFT……….. 71

5.2.1 Utslippskilder og -mengder ……… 71

5.2.2 Utslipp fra landanlegg og prekompresjon ……….. 72

5.2.3 Utslipp fra fartøyer under leggearbeid ……… 73

5.2.4 Utslipp fra boring ………. 74

5.3 KONSEKVENSER AV UTSLIPP TIL LUFT ……… 75

5.3.1 Globale forhold ……… 75

(5)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

6

5.3.2 Regionale og lokale effekter ……….. 76

5.4 UTSLIPP TIL SJØ ………... 77

5.4.1 Utslippskilder ……...………...………. 77

5.4.2 Utslipp fra boring ……… ……… 78

5.4.3 Utslipp på feltet i driftsfasen ……… 82

5.4.4 Engangsutslipp - klargjøring av rørledning for drift ………. 82

5.5 KONSEKVENSER AV UTSLIPP TIL SJØ ……… 83

5.5.1 Konsekvenser relatert til utslipp fra boring ……… 83

5.5.2 Konsekvenser ved engangs utslipp ved klargjøring av rørledninger…… 86

5.6 AKUTTE UTSLIPP TIL SJØ …...……….. 87

5.6.1 Sannsynlighet for akutte utslipp………. 87

5.6.2 Spredning av gass og kondensat ………. 88

5.6.3 Giftighet av kondensat og MEG…...… ………. 91

5.6.4 Konsekvenser av akutte utslipp…...……… …… ………. 92

5.7 BEREDSKAPSTILTAK ………... 94

5.8 AVFALL ………... 95

5.9 KONSEKVENSER VED INSTALLASJON OG LEGGING AV RØRLEDNINGER ………. 95

5.9.1 Landfall ved Nyhamna - brukerinteresser i strandsonen……….………... 95

5.9.2 Effekt på marin biologi ved landfall og langs rørledning ……… 96

5.9.3 Effekt på koraller ……… 96

5.9.4 Marin arkeologi ……….. 97

5.9.5 Konsekvenser av rørlegging med hensyn på skipstrafikk ……… 97

6. KONSEKVENSER FOR FISKERINÆRINGEN ………. 99

6.1 FISKERIENE I BERØRT OMRÅDE………... 99

6.1.1 Viktige fangsperioder utenfor Midt-Norge ………. 99

6.1.2 Innhenting av informasjon om fisket i berørt område ……… 101

6.1.3 Fangst i berørt område ……….. 102

6.1.4 Trålfeltene utenfor Møre ………. 103

6.2 ERFARINGER MED OVERTRÅLING AV RØRLEDNINGER OG STEINFYLLINGER…... 104

6.2.1 Gjennomførte trålforsøk ……… ……… ……… ……… 104

6.2.2 Steinfyllinger ……… ……… …… ……… 104

6.2.3 Frie spenn ……… ……… ……… 105

6.2.4 Nedgraving og nedsynking ……… ……… ………. 106

(6)

__________________________________________________________________________

6.3 KONSEKVENSER AV RØRLEDNINGER ………... 106

6.3.1 Konsekvenser av rørledninger i anleggsfasen… ……… ……… 106

6.3.2 Konsekvenser av ilandføringsledninger …… ……… 107

6.3.3 Konsekvenser av eksportrørledning……… 108

6.4 AVBØTENDE TILTAK………..………... 109

7. SAMFUNNSØKONOMISKE KONSEKVENSER ………. 111

7.1 KOSTNADER TIL UTBYGGING OG DRIFT ……….. 111

7.2 VARE- OG TJENESTELEVERANSER TIL UTBYGGING OG DRIFT AV OFFSHOREANLEGG OG ILANDFØRINGSLEDNINGER……… …………. 111 7.2.1 Nærmere om kostnader knyttet til feltinstallasjoner og rørledninger……… 111

7.2.2 Vare og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen……….. 112

7.2.3 Vare og tjenesteleveranser i driftsfasen……….. 115

7.3 ARBEIDSKRAFTBEHOV OG SYSSELSETTINGSEFFEKTER I UTBYGGINGS- OG DRIFTSFASEN ……….. 116 7.3.1 Beregningsmetodikk ………... 116

7.3.2 Nasjonale sysselsettingsvirkninger av offshoreanlegg og ilandføringsrørledninger ……….. 117

7.3.3 Midt norske sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen ……….. 118

7.4 EIENDOMSSKATT TIL KOMMUNENE………. 119

7.5 KORT SAMMENFATNING AV SAMFUNNSMESSIGE VIRKNINGER AV FELT- INSTALLASJONER, ILANDFØRINGSRØR OG LANDANLEGG…...……...…………. 119

7.5.1 Samlede vare- og tjenesteleveranser av Ormen Lange feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg……… ……….. 120

7.5.2 Samlede sysselsettingseffekter av Ormen Lange feltinstallasjoner, ilandføringsrør og landanlegg ……….. 122

7.5.3 Hovedtall for samfunnsmessige virkninger ………...…….. 124

7.6 SAMFUNNSMESSIG LØNNSOMHET AV ORMEN LANGE PROSJEKTET….………… 125

7.6.1 Forutsetninger for lønnsomhetsstudien………..….. 125

7.6.2 Produksjon og inntekter for Ormen Lange prosjektet……….. 125

7.6.3 Kostnader ved utbygging og drift……….. 126

7.6.4 Netto kontantstrøm for Ormen Lange prosjektet……….. 127

7.6.5 Samfunnsmessig lønnsomhet for Ormen Lange prosjektet……… 127 7.6.6 Fordeling av samfunnsmessig lønnsomhet på staten og oljeselskapene… 129 7.7. VIRKNINGER AV ORMEN LANGE PÅ INVESTERINGSAKTIVITETEN PÅ NORSK

KONTINENTALSOKKEL………...

129

(7)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

8

8. OPPSUMMERING AV KONSEKVENSER OG VIDERE VURDERING AV AVBØTENDE

TILTAK ……….

133

9. GRUNNLAGSUNDERSØKELSE OG OPPFØLGENDE UNDERSØKELSER .…………. 139

9.1 KARTLEGGING AV RØRTRASÈER………...……. 139

9.2 MILJØOVERVÅKING PÅ FELTET……….……. 139

9.2.1 Grunnlagsundersøkelse……….. 139

9.2.2 Fremtidig overvåking på Ormen Lange feltet……….. 140

9.3 MILJØOVERVÅKING VED NYHAMNA……….……. 141

10. REFERANSER ……….. 143

VEDLEGG ………... 147

SAMMENFATNING AV KONSEPTVALGPROSESSEN ………. 149

FASTSATT UTREDNINGSPORGRAM ……… 169

SAMMENFATNING AV HØRINGSUTTALELSENE TIL PKU OG UTBYGGERS KOMMENTARER TIL DISSE ……….. 174 STOREGGARASET ……… 187

SAMMENDRAG AV KONSEKVENSUTREDNING AV LANDANLEGGET PÅ NYHAMNA.. 207

FORKORTELSER ……… 213

(8)

__________________________________________________________________________

1. Sammendrag 1.1 Bakgrunn

Formålet med konsekvensutredningen er å angi viktige miljø- og samfunnsmessige problemstillinger som vil være knyttet til utbygging og drift av gassfeltet Ormen Lange.

Konsekvensutredningen er utarbeidet av Norsk Hydro på vegne av rettighetshaverne i Ormen Lange lisensene.

Ormen Lange feltet ligger om lag 100 kilometer utenfor kysten av Møre og Romsdal. Ormen Lange er Norges nest største gassfelt og innholder også noe kondensat. De utvinnbare gassog kondensatreservene er estimert til henholdsvis om lag 375 milliarder Sm³ gass og 22 millioner Sm³ kondensat. Det planlegges å prosessere i størrelsesorden 65 millioner Sm³ gass pr. døgn og om lag 6.500 Sm³ kondensat pr. døgn.

Ormen Lange planlegges utbygd ved at gassen ilandføres og prosesseres på Nyhamna i Aukra kommune i Møre og Romsdal.

Det planlegges om lag 24 brønner med mulighet for flere. Brønnene vil bli tilkoblet fire undervannsinstallasjoner (brønnrammer) med 6 – 8 brønner pr. brønnramme. Brønnrammene vil ligge på ca. 800 – 1100 meter dyp. Fra brønnrammene ledes brønnstrømmen (gass og kondensat) i to 30” importrør opp Eggakanten og videre inn mot land. I forbindelse med styring av undervannsinstallasjonene vil det også være mindre rør for glykol samt kontrollkabler. Boring av produksjonsbrønner planlegges å starte i 2005.

Prosessering av brønnstrømmen (gass og kondensat) vil skje på landanlegget ved Nyhamna.

Gassen vil deretter bli tørket og komprimert opp til et trykk på maksimalt ca. 240 bar før den sendes i et 42” gasseksportrør sørover til Sleipner og videre til Storbritannia (Easington). Fra Sleipner er det også forbindelse til Kontinentet. Gasseksportrøret vil ha en total lengde på om lag 1200 kilometer. Kondensatet vil bli transportert med skip. Det forventes ca. 2 –5 skipninger pr. måned av kondensat avhengig av produksjonsrater og skipsstørrelser.

Landanlegget på Nyhamna vil få dekket sitt kraftbehov ved strøm fra nettet. Det legges vekt på at anlegget utnytter energi fra prosess-strømmene for å begrense kraftbehovet.

Omfanget av konsekvensutredningen

Foreliggende konsekvensutredning dekker feltutbygging og ilandføring, det vil si boring, undervannsinstallasjoner, rør mellom feltet og Nyhamna samt gasseksportrør 33 kilometer ut fra Nyhamna. Da Norsk Hydro gjør sjøbunnsundersøkelser og legging av gasseksportrøret de første 33 kilometerne ut fra Nyhamna, omtales de tekniske og miljømessige forholdene av denne traséen her. Dokumentet inkluderer ikke kostnader eller samfunnsmessige konsekvenser for gasseksportrøret.

Gasseksportrøret legges av et samarbeidsprosjekt mellom Norsk Hydro og Statoil og fullstendig beskrivelse av gasseksportsystemet blir å finne i egen konsekvensutredning i tilknytning til PAD for gasseksportsystemet.

Løsninger knyttet til fremtidig trykkstøtte på feltet og mulige konsekvenser av dette er overordnet diskutert. I tillegg er det gitt en overordnet totalbeskrivelse av Ormen Lange

(9)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

10

utbyggingen inklusiv landanlegget på Nyhamna. Når det gjelder konsekvensene av landanlegget, vises det til allerede utarbeidet konsekvensutredning.

Tidsplaner og ulike konsekvensutredninger:

Det planlegges å sende inn plan for utbygging og drift (PUD) samt plan for anlegg og drift av innretninger for transport og utnyttelse av petroleum (PAD) til myndighetene i november 2003. Produksjonsstart er planlagt i oktober 2007. Anleggsarbeidet på Nyhamna er planlagt å starte i april 2004, forboring i 2005 og arbeid knyttet til legging av rør er planlagt å skje i tidsrommet 2004 – 2007.

Den samlede utbyggingen av Ormen Lange på norsk side vil bli dekket gjennom tre konsekvensutredninger:

• Konsekvensutredning for landanlegget, ref./1-1/. (Godkjent april 2003).

• Foreliggende konsekvensutredning for feltutbyggingen og ilandføring av brønnstrøm, ref./1-2/. (Innsendt OED juli 2003).

• Konsekvensutredning for gasstransport med gasseksport til Sleipner A og videre til Storbritannia, Easington. (Planlagt innsendt OED august 2003).

1.2 Konsekvenser ved feltutbygging og ilandføring

Følgende punkter oppsummerer de viktigste emner og konsekvenser av feltutbygging og ilandføringsrør:

Utslipp:

Bortsett fra i bore- og installasjonsfasen vil det ikke være regulære utslipp til luft eller sjø fra feltet. Hydraulikksystemet for brønnkontroll planlegges å være lukket.

I forbindelse med boring vil det være utslipp av vannbasert borekaks, samt utslipp til luft fra energiproduksjon. Forebyggende tiltak for utslipp til sjø i forbindelse med boring er relatert til resirkulasjon av vannbasert slam og kjemikalievurderinger. Konsekvenser av utslipp til sjø er primært relatert til utslipp av borekaks og boreslam. Effekten er lokal nedslamming.

I forbindelse med testing av rørledninger før oppstart vil det være engangsutslipp. Det vil bli lagt vekt på å redusere kjemikalieforbruket.

Det legges vekt på effektive rørleggings- og boreroperasjoner, noe som også vil bidra til å redusere luftutslippene. De gjennomsnittlige CO₂-utslippene i årene med boring og rørlegging er anslått å utgjøre i størrelsesorden 0,3% av CO2-utslippene i Norge.

Luftutslippene av NO_x og VOC vil ikke gi regionale effekter i form av sur nedbør eller overgjødsling.

Sannsynligheten for og konsekvenser for miljø av akutt utslipp av brønnstrøm fra brønner eller fra rørledninger er funnet å være svært lav. Konsekvensen for miljø vil være begrenset fordi væsken i brønnstrømmen er kondensat som fordamper betydelig raskere enn olje.

(10)

__________________________________________________________________________

Rørtraséer:

Rørene (to 30” brønnstrømsrør, to 6” MEG-rørledninger og to kabler med diameter ca. 0,12 meter) planlegges lagt i perioden 2005 til 2007. For å finne en best mulig trasé er det gjort omfattende sjøbunnsundersøkelser, og det vil i tillegg bli gjort ytterligere undersøkelser før rørlegging. Ved valg av trasé er sjøbunnstopografi, rørlengde, informasjon om koraller og fiskeriaktivitet med mer vurdert. Etter at rørene er lagt planlegges det en ny sjøbunnsundersøkelse for å konstatere at rørene ligger tilfredstillende.

Rørlegging:

Valg av leggekontraktor(er) planlegges gjort i løpet av høsten 2003 / våren 2004. I forbindelse med legging vil det være et midlertidig arealbeslag for skipsfart og fiskeri, særlig i området ved Nyhamna.

Fiskeri:

Det foregår omfattende fiskeri i de berørte deler av Norskehavet. Fiskeriaktiviteten i området består bl.a. av konsumtrålfiske, industritrålfiske og reketrål. Ved valg av trasé har man søkt å ta fiskerimessige hensyn, både ved traséen ut fra Nyhamna og traséen opp Eggaskråningen hvor man har lykkes i å finne en rute hvor fiskeriaktiviteten er begrenset. Det har vært omfattende dialog med representanter for fiskerinæringen for å finne frem til traséer som også ivaretar fiskeriinteressene.

Koraller:

Norsk Hydros sjøbunnskartlegging i forbindelse med vurdering av ulike ilandføringssteder, fra Breisundet i sør til Tjeldbergodden i nord, har vist at det er koraller langs Eggakanten og ved kysten. Dette har vært tilfelle så vel for traséen gjennom Bjørnsundet til Nyhamna som for de traséene som ble vurdert for de øvrige vurderte ilandføringsstedene. Denne kartleggingen har vært benyttet til å legge traséen utenom korallrev.

Marine kulturminner:

De utførte sjøbunnskartleggingene benyttes for å gi informasjon om eventuelle marine kulturminner. Så langt er det ikke identifisert marine kulturminner i traséen. Skipsvrak eldre enn 100 år er fredet i henhold til Kulturminneloven. Dersom skipsvrak oppdages vil man søke å legge rørtraséen rundt disse for ikke å komme i konflikt med marine kulturminner.

Ras:

Ormen Lange prosjektet har utført omfattende vurderinger og konkludert med at det ikke er fare for nye ras i Eggakanten og at området er stabilt.

Samfunn:

Vurdering av samfunnsmessige konsekvenser er gjort med utgangspunkt i investeringsestimat fra konseptvalg 2002. Det vil være en viss usikkerhet knyttet til estimatene og også den her benyttete produksjonstiden av feltet. Investeringer i feltinstallasjoner og ilandføringsrørledninger for Ormen Lange er beregnet til vel 27,5 milliarder 2002-kroner. Norsk andel av disse vare- og tjenesteleveransene er beregnet til vel 15 milliarder 2002-kroner, eller 56%. Av dette ventes rundt 5% eller 700 millioner 2002- kroner levert fra næringslivet i de tre midtnorske fylkene. Driftskostnadene for offshoreanlegg og ilandføringsrør er i et normal år beregnet til 495 millioner 2002-kroner

(11)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

12

etter at kompresjonsplattformen er kommet i drift. Norske leveranser er beregnet til 400 millioner kroner pr. år, eller vel 80 %. Rundt 20 % av dette ventes å komme fra Midt-Norge.

For norsk og regionalt næringsliv genererer disse leveransene betydelige sysselsettingseffekter. Ved hjelp av planleggingsmodeller på nasjonalt og regionalt nivå, er sysselsettingsvirkningene av utbygging av offshoreanlegg og ilandføringsrør for Ormen Lange beregnet til vel 43.000 årsverk, fordelt over 14 år i perioden 2002 – 2017. Midtnorsk andel av dette er beregnet til 4% eller 1.600 årsverk. I driftsfasen ventes denne delen av Ormen Lange-prosjektet å gi en nasjonal sysselsettingseffekt på nesten 1.000 årsverk pr. år i 43 år, til sammen 39.000 årsverk, fordelt over en perioden 2007 – 2049. Midtnorsk andel av dette er beregnet til 6.300 årsverk eller 16%. En gjør oppmerksom på at både leveranseberegningene og sysselsettingsberegningene inneholder betydelig usikkerhet.

I tillegg til investeringene i offshoreanlegg og ilandføringsrørledninger skal det investeres vel 11 milliarder 2002-kroner i terminalanlegget på Nyhamna. I tillegg kommer investeringer i forbindelse med gasseksportrørledningen til Sleipner og videre til Storbritannia. Norsk leveranseandel er i KU for landanlegget beregnet til 5,7 milliarder 2002-kroner eller vel 50%, med en midtnorsk andel på 1,6 milliarder kroner eller 28%. Dette gir beregnede sysselsettingseffekter på rundt 16.000 årsverk nasjonalt og 5.400 årsverk regionalt. I driftsfasen ventes norske leveranser til terminalanlegget på 670 millioner 2002- kroner pr. år, hvorav 485 millioner kroner er midtnorske leveranser. Dette gir en samlet nasjonal sysselsettingseffekt av terminalanlegget på nær 56.000 årsverk fordelt over 43 år, hvorav rundt 26.000 årsverk kommer i Midt-Norge, det meste rundt Nyhamna.

I tillegg kommer også leveranse- og sysselsettingsvirkninger av eksportrørledningen for Ormen Lange til Sleipner og Storbritannia. Dette beskrives i KU for gasseksport.

Sysselsetting knyttet til denne del av utbyggingen ventes primært å kunne være relatert til modifikasjoner på Sleipner.

Samfunnsmessig lønnsomhet ved et investeringsprosjekt kan uttrykkes ved en nåverdibetraktning, der fremtidige utgifter og kostnader ved prosjektet neddiskonteres til beslutningstidspunktet med 7% realrente. Med utvinnbare petroleumsreserver på 375 milliarder Sm³ naturgass og 22 millioner Sm³ kondensat, representerer utbygging av Ormen Lange store verdier for det norske samfunn. Samlede inntekter av produksjonen er beregnet til ca. 243 milliarder 2002-kroner fordelt over 43 år i perioden 2007 – 2049. Fratrukket investeringskostnader og produksjonskostnader gir dette en netto kontantstrøm på ca. 123 milliarder 2002-kroner. Vel 77% av nåverdien tilfaller staten i form av skatter og avgifter.

Resten fordeles på oljeselskapene som deltar i prosjektet, herunder statens eget selskap Petoro, som har 36% andel i Ormen Lange. I tillegg får Staten indirekte inntekter gjennom sine eierandeler i Norsk Hydro og Statoil.

Ilandføring av gass gir også mulighet for verdiskaping ved lokal bruk av gass.

(12)

__________________________________________________________________________

2. Innledning

Formålet med konsekvensutredningen er å beskrive de viktigste miljø - og samfunnsmessige problemstillingene knyttet til utbygging av Ormen Lange feltet og ilandføring av gassen derfra. Foreliggende konsekvensutredning er utarbeidet på bakgrunn av Program for konsekvensutredning samt fastsatt utredningsprogram, ref. /2-1, 2-2/.

Foreliggende konsekvensutredning er sammen med konsekvensutredningen for landanlegg på Nyhamna del av PUD for Ormen Lange som planlegges levert Olje - og energidepartementet, OED, november 2003. KU for landanlegget, ref. /2-3/, ble oversendt OED i november 2002. Utredningen for landanlegg på Nyhamna dekker en prosesskapasitet fra 50 til 80 MSm³ pr. døgn og 2 til 4 produkter. Det som nå planlegges er innenfor dette produksjonsintervallet. Kommunedelplan og reguleringsplaner ble lagt ut på offentlig høring i Aukra kommune samtidig med offentlig høring av konsekvensutredningen for landanlegget.

OED stadfestet 24. april 2003 at utredningsplikten for konsekvensutredning for la ndanlegg på Nyhamna samt forlegnings- og administrasjonsområdet var oppfylt. Aukra kommunestyre godkjente kommunedelplanen og reguleringsplanene for industriområdet på Nyhamna samt administrasjonsområdet og forlegningsområdet den 25. april 2003.

Figur 2-1 Beliggenhet av Ormen Lange.

Ålesund

Molde

Kristiansund

Nyhamn (Aukra)

N

Ormen Lange

Rørledninger til og fra feltet:

2 x 30” multifase brønnstrøm 2 x 6” frostveske (MEG) 2 x kontroll linjer

Gasseksportledning:

42” rørledning til Sleipner 44” rørledning fra Sleipner til Storbritania

(13)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

14

2.1 Overordnet beskrivelse av utbyggingen

I det følgende er det gitt en beskrivelse av utbyggingskonseptet. I tillegg vises det til vedlegg 4 som inneholder et kort sammendrag av konsekvensutredningen for landanlegget på Nyhamna.

2.1.1 Brønner og undervannsinstallasjoner

Ormen Lange feltet planlegges bygget ut med 24 undersjøiske brønner, men med mulighet for opp til 36 brønner. Brønnene vil bli boret fra en flyttbar borerigg. Planlagt borestart er 2005. Det planlegges i første omgang å bygge ut to brønnrammer i den sentrale delen av feltet med plass til 8 brønner i hver. Senere vil det bli satt ut ytterligere to brønnrammer.

Brønnrammene vil ligge på ca. 800 – 1100 m dyp. Mellom undervannsinstallasjonene vil det være feltinterne rør. Fra brønnrammene ledes brønnstrømmen (gass, kondensat og vann) i to 30” rør opp Eggakanten og videre inn til land. De tekniske løsningene er fremdeles under utvikling, hovedtrekkene i utbyggingsløsningen er illustrert i Figur 2-2.

Figur 2-2 Prinsippskisse av utbyggingen; her vist med initiell utbygging med to brønnrammer.

2.1.2 Rørledninger til og fra landanlegget

Rørledningstraséen mellom feltet og landanlegget vil inneholde to inngående rørledninger (30”) for ubehandlet brønnstrøm fra reservoaret, to kontrollkabler (diameter om lag 0,12 meter) og to rørledninger (6”) for glykolholdig frostvæske (MEG, monoetylenglykol). Ved lav temperatur og høyt trykk kan gass og vann danne hydrater (”is”). For å hindre hydratdannelse er det nødvendig med injeksjon av frostvæske ute på feltet. Frostvæsken føres ut til feltet i to rørledninger og fordeles ut til hver brønn, hvor injeksjon skjer kontinuerlig. Glykolen gjenvinnes fra gassen på landanlegget og resirkuleres.

(14)

__________________________________________________________________________

I tillegg til ovenfornevntesettesdet av plassfor en mulig fremtidig utvikling med ekstra inngåenderørledningog kraftlinjer ut til enprekompresjonsenhet.

2.1.3 Landanlegget

Landanlegget er beskreveti sin helheti konsekvensutredningenfor landanleggpåNyhamna.

Prosesseringav brønnstrøm(gassog kondensat)vil skje på landanleggetpå Nyhamna,se Figur 2-3. Ettertørkingog utskilling av kondensatvil gassenbli komprimertopptil et trykk på ca. 230 bar før den sendesi et 42” gasseksportrørsørovertil Sleipner og videre til Storbritannia.Kondensatetvil bli transportertmedskip,ca.2 –5 skipningerpr. måned.

Figur 2-3 Fotomontasje av hvordanet landanleggpå Nyhamnakanseut

Landanleggetvil blantannetomfatte:

• Landfall for rørledningermedsikkerhetsventilerog sluser

• Væskefanger(“slug catcher”)

• Prosesseringsanleggfor utskilling av kondensat,tørking og komprimeringav gassfor eksportsamtgjenvinningav glykol

• Fakkel

• Anleggfor fiskal målingav gass

• Lageri fjell for kondensat

• Kai for lastingav kondensat

• Hjelpeanleggog infrastruktur,herunderdistribusjonog varmeanleggetc.

• Transformatorstasjon

• Administrasjonsbygning og kontrollrom

(15)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

16

Det er mulig å utvide prosessanlegget slik at propan og butan kan tas ut enten som separate produkter eller som blanding (LPG), i tillegg til gass og kondensat. Dette vil i så fall medføre et mer omfattende prosessanlegg, flere lagersystemer og lastesystemer enn det som planlegges beskrevet i PUD for Ormen Lange.

Landanlegget vil bli forsynt med kraft fra nettet. Fremføring av 420 kV-overføringslinje fra Istad – Tornes med sjøkabel til Nyhamna er en videreføring av linjen fra Viklandet til Tornes. I tillegg planlegger Statnett en tilsvarende kraftledning sør fra Ørskog som vil danne en 420 kV-ring og ivareta en reserveforsyning til regionen og anlegget i tilfelle utfall av en av forsyningslinjene. Statnett planlegger utbyggingen av kraftnettet i området, og har utarbeidet konsesjonssøknader og konsekvensutredninger for dette, ref. /2-4, 2-5 og 2-6/.

Prosesseringsanlegget og væskepluggmottaksanlegget vil oppta et areal på ca. 500 mål i tillegg til areal for administrasjonsbygg og forlegningsrigg. I tillegg kommer areal for sikringsfelt og støysoner, slik at det samlede regulerte arealet er større.

I forbindelse med planleggingen av landanlegget er det lagt ned et stort arbeide for å ivareta sikkerhets-, miljø- og landskapshensyn på en best mulig måte.

2.1.4 Senere behov for prekompresjon

Trykket faller i reservoaret etter hvert som gassen produseres. For å opprettholde produksjonsvolumet vil det derfor være behov for tiltak etter 10 – 15 år. Tidspunktet vil blant annet avhenge av reservoarforhold og produksjonsrate. Tidspunktet kan eventuelt forskyves ved endring av prosessbetingelser og installering av en tredje rørledning. Når trykkstøtte blir nødvendig, kan dette etableres enten ved å installere en kompresjonsplattform eller et kompresjonsanlegg på sjøbunnen.

Teknologien for undervannskompresjon er ikke tilstrekkelig utviklet. Norsk Hydro vil arbeide med å videreutvikle denne teknologien i samarbeid med industrien slik at best mulig teknologi er tilgjengelig ved valg av løsning.

Energibehovet som følge av prekompresjon vil gradvis øke opp til om lag 55 MW ved en produksjonskapasitet på 60 millioner Sm³ pr. døgn. En prekompresjonsenhet på en plattform kan enten drives av gassturbindrevne kompressorer med elektrisk kraft fra land, eller en kombinasjon av disse. Det er tatt utgangspunkt i gassturbiner på en plattform for de foreløpige utslippsestimatene som er presentert. Energi til undervannsanlegg vil overføres i kabel fra land. Utredning og valg av løsning vil bli utført med basis i tilgjengelig teknologi noen år før installasjon er påkrevet. Kraftforsyningen til landanlegget er dimensjonert for å legge til rette for krafttilførsel også til en prekompresjonsenhet.

2.1.5 Gasseksportsystem

Detaljer for gasseksportsystemet vil bli gitt i egen konsekvensutredning, basert på tilhørende utredningsprogram, ref. /2-7, 2-8/. Gassen vil bli eksportert i en 42” rørledning til et tilknytningspunkt på Sleipner. Her kan gassen føres videre til markedene i Storbritannia (landfall i Easington). Gass fra andre felt kan også blandes inn på Sleipner. Gasseksportrøret vil ha en total lengde på om lag 1200 km. Det er planlagt å legge rørledningen i sjøen direkte fra Nyhamna og ut gjennom Bjørnsundet før rørledningen bøyer av sørover, se Figur 2-1.

(16)

__________________________________________________________________________

En tidligere alternative trasé via Horremsbukta som er beskrevet i KU for landanlegget, er nå forkastet.

2.1.6 Energivurderinger

Det har vært fokusert på å redusere energiforbruket for utbyggingsløsningen. Generelt legges det vekt på at anlegget utnytter energi i prosesstrømmene ved varmeintegrasjon. Ulike aspekt som har vært vurdert er blant annet ulike rørledningsdiametre, utnyttelse av det høye trykket i reservoaret for å transportere gassen til land, prosessering ved et høyt trykk på landanlegget, energioptimalisering på prosessanlegg på Nyhamna samt å unngå ekstra kompresjon underveis i gasseksportsystemet fra Nyhamna til Storbritannia. Stedsvalget for ilandføring har medvirket til redusert energiforbruk.

2.2 Omfang av konsekvensutredningen

Foreliggende konsekvensutredning dekker feltutbygging og ilandføring, det vil si boring, undervannsinstallasjoner, rør mellom feltet og Nyhamna samt miljøkonsekvensene av gasseksportrørets første 33 kilometer ut fra Nyhamna, se Figur 2-4.

Figur 2-4 Prinsippskisse av utbyggingen, her vist med fire brønnrammer. Hva som dekkes av foreliggende konsekvensutredning er vist i blå innramming, mens rød innramming illustrerer hva som allerede er dekket av KU for landanlegget.

Løsninger knyttet til fremtidig prekompresjon og mulige konsekvenser av dette er overordnet diskutert. Den endelige løsningen kan bli forskjellig fra det som man kan forutse i dag, slik at det da kan bli nødvendig med en egen konsekvensutredning, jfr prekompresjonsbehovet er først forventet å skje etter ca. 10 års produksjon.

(17)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

18

I tillegg er det gitt en overordnet beskrivelse av Ormen Lange utbyggingen inklusiv landanlegget på Nyhamna. Når det gjelder konsekvensene av landanlegget, vises det til konsekvensutredning for landanlegget. Konsekvensutredningen inneholder også en beskrivelse av konseptvalgprosessen, se vedlegg 1.

2.3 Lovverkets krav til KU

Petroleumsloven § 4-2 pålegger en rettighetshaver som vil starte utbygging av en petroleumsforekomst å fremlegge for Olje - og energidepartementet (OED) en plan for utbygging og drift (PUD) for forekomsten. Planen skal inneholde en beskrivelse av økonomiske, ressursmessige, tekniske, sikkerhetsmessige, nærings- og miljømessige forhold, samt opplysninger om hvordan innretningene vil kunne disponeres ved avslutning av virksomheten.

I følge § 22 i Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet skal det utarbeides en konsekvensutredning som del av en PUD / PAD. Denne skal redegjøre for virkningene utbyggingen kan ha for nærings- og miljømessige forhold, tiltak for å redusere utslipp knyttet til utvinning og tiltak for å avbøte eventuelle skader og ulemper som utbyggingen kan medføre. Videre skal det klargjøres hvordan miljøkriterier og mulige miljøkonsekvenser har blitt lagt til grunn for valg av tekniske løsninger.

Forskriftens § 22 sier videre at rettighetshaver i god tid før fremleggelse av PUD for en petroleumsforekomst skal sende departementet forslag til utredningsprogram for konsekvensutredningen. Forslaget skal gi en kort beskrivelse av utbyggingen, av aktuelle utbyggingsløsninger samt antatte virkninger på miljø og andre næringer på bakgrunn av tilgjengelig kunnskap. Videre skal forslaget klargjøre behovet for dokumentasjon. Dersom det tidligere er utarbeidet en konsekvensutredning for det området der utbyggingen planlegges gjennomført, skal forslaget klargjøre behovet for ytterligere dokumentasjon eller oppdatering. Departementet fastsetter utredningsprogrammet ut i fra prosjektets forslag til program for konsekvensutredning, samt innkomne høringsuttalelser.

Lovverket inneholder også andre bestemmelser om gjennomføring av konsekvensutredninger. Særlig viktig er Forurensningslovens § 13 der den som planlegger virksomhet som kan medføre store forurensninger pålegges å melde utbyggingen til forurensningsmyndighetene. Konsekvensutredningsarbeidet tar sikte på også å dekke de krav til konsekvensutredninger som lovverket stiller ut over det som kreves i henhold til Petroleumsloven. Arbeidet med konsekvensutredningen vil være et virkemiddel for å finne frem til tekniske løsninger som tar hensyn til både miljø, samfunns- og bedriftsøkonomiske forhold.

Petroleumslovens § 4-2 sier videre at departementet kan, når særlige grunner tilsier det, kreve at rettighetshaver foretar en nærmere redegjørelse for de miljømessige virkninger, mulig fare for forurensninger samt virkninger for andre berørte virksomheter for et større samlet område. Et slikt krav er ikke stilt til Ormen Lange, lisensen har imidlertid deltatt i oppdateringen av Regional konsekvensutredning av Norskehavet i 2002/2003 (ref. /2-9) der Ormen Lange er det sørligste feltet.

(18)

__________________________________________________________________________

2.4 Konsekvensutredninger for Ormen Lange

Tabell 2-1 under viser konsekvensutredninger som gjennomføres i Norge i tilknytning til Ormen Lange.

Tabell 2-1 Konsekvensutredninger og søknader for Ormen Lange. Flere lover er relevante, den loven som er understreket vil være styrende for saksbehandlingen av KU.

Nr Del av utbygging Dokumenter

Tidspunkt KU-lovverk

1 Landanlegg - Melding - KU

- Reguleringsplan - PUD

- November 2001 - November 2002 - November 2002 - November 2003

Plan- og bygningsloven, Petroleumsloven, Forurensningsloven, Havneloven

2 Feltutbygging og ilandføring

- PKU - KU - PUD

- Desember 2002 - Juli 2003 - November 2003

Petroleumsloven, Forurensningsloven

3 Gassrørledning til Sleipner og videre til Storbritannia

- PKU - KU - PAD

- November 2002

& mars 2003 - August 2003 - November 2003

Norge:

Petroleumsloven Storbritannias regelverk på britisk side av delelinjen.

Figur 2-5 viser tidsplanen som er foreslått for behandling av de ulike myndighetsdokumentene. Olje - og energidepartementet (OED) er fagdepartement for utredningene.

(19)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

Sidengasseksportrøretgårtil Storbritannia,skaldetogsåutarbeideskonsekvensutredninger påbritisk side.Disseplanleggeslevertbritiskemyndighetervedårsskiftet2003/ 2004og våren2004.Følgendekonsekvensutredningerer sålangtplanlagt:

• "OrmenLangeTransport- EnvironmentalStatement(ES)for theUK offshore pipeline"

• "OrmenLangeTransport- EnvironmentalStatement(ES)for theUK landfall"

• "OrmenLangeTransport- EnvironmentalStatement(ES)for thereceivingfacilities in Easington"

Endeligavgrensingav britiskekonsekvensutredningervil bli gjort i samarbeidmedbritiske myndigheter.

2.5 Offentlig saksbe handling

Foreliggendekonsekvensutredninger utarbeideti henholdtil fastsattutredningsprogramfra OED datert juni 2003, se vedlegg 2-1. I vedlegg 2-2 er det gitt en oppsummeringav høringsinstansenesuttalelsertil forslagtil utredningsprogramsamtutbyggerskommentartil disse. Konsekvensutredningener sendt til OED som innhenter uttalelser fra relevante høringsinstanser.Konsekvensutredningenharenoffentlig høringpåom lag 12 ukerfør OED skal sluttbehandledokumentet.På grunn av dennelangesaksbehandlingstidenav KU, har mani samrådmedOED besluttetå sendeinn KU før PUD.Detteer i overensstemmelsemed myndighetenesveiledningfor KU og PUD / PAD for å sikreeffektiv behandlingav PUD og PAD.

2.6 Kontakt med myndighetene

Prosjektethar utarbeidet en myndighetsplanover nødvendigesøknaderog tillatelser.I tiden fremovervil detværeløpendekontaktmedmyndighetene.

I det følgendeer det gjengitt noentillatelser som er relevanti forbindelsemed boring og installasjonav rør og undervannsinstallasjoner:

• Søknadom utslippstillatelser(boring,trykktestingav rør m.m.)etterforurensningsloven.

Myndigheter Statensforurensningstilsyn(SFT).

• Søknadom tillatelseetterlov om havnermedviderefor leggingav rørledninger,utføring av sprengnings- og gravearbeider,steindumpingog andrearbeidersomutføresinnenfor grunnlinjeni norskefarvann.Myndigheter Fiskeridepartementet.

• Underretningtil Kystverketom bruk av farvannsomkan skapehindringereller ulempe for alminnelig ferdsel eller kan vanskeliggjøreannenbruk (jfr Fiskeridirektoratets forskrift av 2. juni 1992,nr. 426).

I tillegg kommer søknader til Oljedirektoratet (samtykkesøknader,søknad om produksjonstillatelsem.m.).

I konsekvensutredningenfor landanleggpå Nyhamnable det gitt en oppsummeringav relevantesøknaderi forbindelsemedlandanlegget.

(20)

__________________________________________________________________________

3. Planer for utbygging og drift

3.1 Feltets beliggenhet

Ormen Lange feltet ligger ca. 100 kilometer utenfor kysten av Møre og Romsdal.

Beliggenheten av feltet i forhold til andre felt i Norskehavet er vist i Figur 3-1.

PL132 PL199

PL200

PL092

PL093 PL094

PL121 PL073

PL217 PL220

PL210

PL208 PL209

PL211 PL212

PL216 PL218

PL213 PL215

PL219

PL107 PL128 PL122

PL127

Norne

PL237 PL159

PL250

PL091 PL124

PL158 PL095

PL251

PL255 PL257 PL257

PL264

PL252

PL256 PL263

PL253

PL254 PL258

PL259

PL260 PL261

PL134B PL134

PL262

PL062 PL074

PL176

PL197 PL156 Lange

Mikkel Trestakk

Lavrans

Heidrun

Tyrihans Åsgard Alve Nyk

Njord

Trondheim

Brønnøy

Kristiansund

Steinkjer

Ålesund

Tjeldbergodden

Molde

Sand

Åndalsnes

Ørsta Storvik

Stjørdal Verdalsøra

E000 E 5 00 E 10 00

00 00 00 00

E 360000

N 7 200 000 N 7 560 000

0 50km

OrmenLange

OPERATØR TOTALFINAELF STATOIL HYDRO MOBIL ESSO ELF

BP CONOCO

SHELL AGIP AMERADA CHEVRON

BPAMOCO Statuspr.19/06/ 2001

Snadd Svale 6507/2-2

Skarv

Kristin

Ragnfrid Erlend

Draugen

Figur 3-1 Beliggenhet av Ormen Lange feltet relativt til land og til øvrige felt i Norskehavet

(21)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

22

3.2 Eierforhold

Utvinningslisensene PL208, PL 209 og PL250 omfatter blokkene 6305/1, 2, 4, 5, 7 og 8.

Operatør i utbyggingsfasen av Ormen Lange er Norsk Hydro, mens Norske Shell vil overta som operatør i driftsfasen. Rettighetshaverne i lisensene er vist i Tabell 3-1.

Tabell 3-1 Rettighetshavere i lisensene

Selskap PL208 PL209 PL250 Ormen

Lange unit *

Norsk Hydro - 25 %

(operatør)

14,78 % 17,956%

Shell 25 % 15% 16,00 %

(operatør)

17,200%

BP 45 %

(operatør)

- 9,44 % 10,888%

Statoil - 15 % 8,87 % 10,774%

Esso - 10 % 5,91 % 7,182%

Petoro 30 % 35 % 45,00 % 36,000%

*unitisering pågår – foreløpige eierforhold

3.3 Reservoarforhold

Ormen Lange er Norges nest største gassfelt og har gassreserver på om lag 375 milliarder Sm³. Feltet inneholder om lag 22 millioner Sm³ kondensat (utvinnbare reserver).

Figur 3-2 Gassreservoaret

(22)

__________________________________________________________________________

Feltet har en utstrekning på ca. 340 kilometer²; det er ca. 40 kilometer langt med en bredde på ca. 8 - 10 kilometer, se Figur 3-2. Reservoaret ligger mellom 2700 og 2900 meter under havoverflaten. De gassførende lagene er 20 – 70 meter tykke. Det er boret fem lete- og avgrensingsbrønner. Karbondioksidinnholdet, CO₂, i gassen er lavt (0,2%) sammenlignet med andre felt.

3.4 Planlagt produksjon

Endelige anslag over produksjonsrate vil bli gitt i PUD for utbyggingen. Det forventes at produksjonsraten vil kunne være om lag 70 millioner Sm³ gass pr. døgn de første årene med høyt reservoartrykk, for deretter å stabiliseres på om lag 60 millioner Sm³ pr. døgn i platåperioden. Dette tilsvarer årlig produksjon på henholdsvis 21 og 18 milliarder Sm³ gass.

Produksjonsraten vil kunne variere og være både høyere og lavere enn dette. Figur 3-3 og Figur 3-4 viser produksjonsprofiler for henholdsvis gass og kondensat ved en gassproduksjonsrate på 65 millioner Sm³ pr. døgn. Det fremgår at en høy utvinningsrate vil gi et forholdsvis kort platå før produksjonen faller. Total utvinningsgrad endres ikke som funksjon av valgt utvinningsrate.

Mengde vann som vil bli produsert sammen med gass og kondensat er lav. Vannmengden vil øke noe gjennom feltets levetid opp til anslagsvis 460 m³ pr. døgn ved en gassproduksjonsrate på 65 millioner Sm³ pr. døgn. Vannproduksjonen vil vesentlig være kondensatvann og lite formasjonsvann.

Figur 3-3

Produksjonsprofiler for gass fra Ormen Lange

Figur 3-4

Produksjonsprofiler for kondensat fra Ormen Lange

(23)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

24

3.5 Konseptbeskrivelse

I de følgende delkapitler er det gitt en nærmere beskrivelse av undervannsinstallasjoner, rørledninger og boring som er en del av konseptet som omfattes av denne konsekvensutredningen.

3.6 Undervannsanlegg

Ormen Lange feltet dekker et stort geografisk område. Det medfører at feltet vil bli utbygd med brønnrammer i to eller flere faser, se Figur 3-5 og Figur 3-6.

I første fase planlegges det installert to 8-brønns brønnrammer med tilhørende samlestokker.

Disse vil bli knyttet med to 20” feltinterne rørledninger til de to 30” rørledninger som går til Nyhamna. De feltinterne rørledningene i den initielle utbyggingsfasen, er begrenset i lengde til avstanden mellom brønnrammene og rørledningene på ca. 80 meter. De feltinterne rørledningene vil utformes som en ”Z” eller ”L” for å kunne håndtere at rørledningene ekspanderer på grunn av temperaturen. De installeres ved en løfteoperasjon.

Styring av ventiler og overvåking av brønner vil skje ved hjelp av uavhengig hydraulisk strøm og signalkabler fra land. Kablene vil også ha mulighet for å transportere avleiringshemmer. Det vil bli benyttet horisontale ventiltrær.

I påfølgende faser planlegges det installert to eller flere 6-brønns brønnrammer som knyttes til de to store 30” hovedledningene til land.

Det er en målsetting å unngå miljøskadelige utslipp. Det medfører for disse installasjonene at det vil bli benyttet miljøvennlig hydraulikkolje til operasjon av ventiler på undervannsanlegget og at oljen vil bli transportert til feltet og tilbake til land gjennom et lukket kontrollsystem. Det planlegges å benytte en miljøvennlig oljebasert hydraulikkvæske som i øyeblikket er under utvikling. Nærmere data om hydraulikkoljen vil bli presentert i søknad om utslippstillatelse.

Typiske dimensjoner for en 8-brønns brønnramme er i størrelsesorden: 45 meter x 30 meter x 10 meter. Samlet installasjonsvekt av brønnramme og manifold er ca. 1150 tonn.

Skjematisk skisse av en brønnramme er vist i Figur 3-7 og Figur 3-8. Brønnrammene planlegges utformet slik at de er overtrålbare og beskyttet for fallende last.

(24)

__________________________________________________________________________

Figur 3-5 Prinsippskisse av initiell undervannsutbygging med to brønnrammer

Figur 3-6 Undervannsutbygging med fire brønnrammer - fremtidig utvidelse

(25)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

26

Figur 3-7 Brønnramme med tilknytning til 30” transportrør

Figur 3-8 Brønnramme for 8 brønner

(26)

__________________________________________________________________________

3.7 Rørledninger og rørtraséer

3.7.1 Rørledninger til og fra landanlegget på Nyhamna

Planlagte rørtraséer er vist i Figur 3-9. Rørledninger fra Ormen Lange feltet til prosessanlegget på Nyhamna består av to produksjonsrørledninger (30”) for ubehandlet brønnstrøm. Det vurderes også mindre dimensjon (28”) for de første 20-25 kilometerne av rørledningstraséen og alternativt 32” fra Eggakanten og inn til terminalen. Varierende rørdimensjoner vil sette spesielle krav til rense- og inspeksjonsplugger gjennom rørledningene. Det er behov for to kabler (diameter ca. 120 millimeter) for operasjon og kontroll av undervannsstasjonene på feltet og to 6” rørledninger for kontinuerlig injeksjon av frostvæske (MEG, mono-etylen-glykol) i produksjonsstrømmen for å hindre at den ubehandlede gassen danner hydrat i rørledningene. MEG vil bli injisert på brønnene, følge brønnstrømmen til land og renses for gjenbruk. Den prosesserte gassen vil bli transportert fra Nyhamna gjennom en ny 42” eksportrørledning til Sleipner og videre til England. Denne rørledningen er omhandlet i en egen konsekvensutredning, ref. /3-1/.

Figur 3-9 Rørtraséer

Det legges til rette for at det skal være plass til mulige kabler for elektrisk forsyning til kompresjonsinstallasjon på feltet og for et mulig tredje 30” rør. I tillegg vil det forberedes rørledningstraséer for mulig nye rørledninger fra annen infrastruktur. Dette inkluderer en ny 36” rørledning og en 20” rørledning.

(27)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

28 3.7.2 Leggemetoder

Installasjon av rørledningene til landanlegget vil foregå i flere etapper i perioden 2005 og 2006, og eventuelt i 2007. Det planlegges å installere de store rørledningene (30” og 42”) ut til ca. 30 kilometer fra landanlegget i 2005, og å fortsette rør installasjonen mot henholdsvis Ormen Lange feltet og Sleipner plattformen i 2006. MEG-rørledninger og kontrollkabler er planlagt installert direkte ut til feltet i 2006 og 2007. En kabel planlegges installert i 2007.

Samtlige rørledninger trekkes inn til landterminalen i forberedte grøfter ved bruk av en vinsj montert på land. Det vil være grøfter med steinoverdekking for henholdsvis 30”-rørene, 42”

gasseksportrøret og de mindre rørene. Rørledningene vil bli beskyttet i strandsonen og ned til ca. 20 meters dyp ved overdekking med steinarmering, Figur 3-10 illustrerer dette for de to 30” rørledningene.

Figur 3-10 Tverrsnitt av steinplastring inne ved landfall for 30” rørene

Nærkystområdet

Rørledningene vil følge en skrånende sjøbunn fra landanlegget ned til ca. 200 meters dyp hvor sjøbunnen blir mer flat. Derfra legges de på nesten flat sjøbunn i en relativt krapp sving.

Trasèen videre går gjennom det trange Bjørnsundet og videre ut mot feltet. Dette er vist i Figur 3-11.

Forholdene gjennom nærkystområdet, hvor det flere steder er trangt og sjøbunnen er ujevn, gjør at rørledningene må legges på sjøbunnen med stor nøyaktighet og etter vel definerte kurver for å unngå bratte sidevegger, koraller og ujevnheter på sjøbunnen. Det er behov for separasjon på minimum 5 meter mellom rørledninger på spesielt trange områder. Utenom slike steder vil avstanden være minst 10 meter.

(28)

__________________________________________________________________________

Figur 3-11 Viser rørtraséene (røde linjer) ut fra landanlegget på Nyhamna (indikert med lyse grå streker)og de første krappe svingene

Figur 3-12 Rørledninger installert på steinfyllinger for å kontrollere frie spenn og ekspansjon

av varme rør

(29)

__________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

30

Med nærkystområde forstås de første 30 kilometerne i sjøen ut fra Nyhamna, til punkt A-30 på Figur 3-9. I dette område er det behov for sidestøtter under legging for å holde de planlagte krumningene. Disse sylinderformet betongstøttene installeres før rørinstallasjonen.

Betongstøttene plasseres i et område der det ikke drives fiske med bunnredskap, men kan fjernes hvis de i fremtiden blir til vesentlig ulempe for andre næringer. Rørledningene, og spesielt den varme eksportrørledningen (ca. 50⁰ C) vil ekspandere og forskyve seg sideveis i disse kurvene. Det er nødvendig å tillate slik ekspansjon for at rørledningen ikke skal påføres for store belastninger og skades.

Den ujevne sjøbunnen ut til sokkelen, gjør at det flere steder langs rørledningsruten vil bli frie spenn. Med frie spenn menes områder hvor rørledningene ikke berører sjøbunnen.

Spennlengdene som ledningene tåler er begrenset. Bevegelse i vannmassene (strøm) setter røret i svingninger som kan gi utmatting og brudd. Lengden av frie spenn kontrolleres ved å pre-installere steinfyllinger før legging og ved å fylle stein for å redusere lengden av frie spenn etter installasjon av ledninger. Behov for steinfyllinger er beskrevet i kapittel 3.7.4.

Illustrasjon av rørledninger på steinfyllinger er vist i Figur 3-12.

For installasjon av de store rørledningene, er det tilgjengelig fire mulige installasjonsfartøyer. Ett fartøy er dynamisk posisjonert (DP) og tre er ankerbaserte fartøy.

Dynamisk posisjonert fartøy påvirker ikke sjøbunnen med ankere. De ankerbaserte fartøyene forhales ved hjelp av et forankringssystem, som opereres av taubåter. Ankerene settes primært på sjøbunnen for mothold, men det er også mulig i trange områder å feste ankere på forberedte steder på land. Taubåtene kan også virke som flyttbare forankringspunkt. I spesielt følsomme bunnområder, hvor kontakt med koraller må unngås, kan et mindretall av ankerlinene holdes ved hjelp av taubåt eller bøye som vist på Figur 3-13. Prinsippskisse for rørlegging med ankerdrevet fartøy er vist i Figur 3-14. De aktuelle fartøyene har operert i norske farvann under lignende forhold. I området mellom Nyhamna og Bjørnsund vil det bli syv leggeoperasjoner.

Figur 3-13 Ankerbasert leggefartøy hvor en av ankerlinene blir holdt oppe av bøyer

(30)

__________________________________________________________________________

Legging av rørledninger fra Storegga til Ormen Lange

Installasjon av rørledningene fra kanten av Storegga og til Ormen Lange feltet vil primært foregå i 2006. Det kan bli aktuelt med skifte av fartøy ved kanten av Storegga. De ankerbaserte leggefartøyene som er beskrevet for legging i nærkystområdet og over sokkelen, er ikke aktuelle for installasjon på større dyp enn maksimum 400-500 meter for 30” rørledninger. Legging av de siste 20-25 kilometerne til Ormen Lange feltet planlegges basert på DP-opererte fartøyer. Det er fire mulige fartøyer som vurderes for denne operasjonen. Av disse fire, er tre fartøyer såkalte J-leggefartøyer og ett er modifisert S- leggefartøy.

Figur 3-14 Prinsippskisse for rør og rørlegging med oppankret fartøy. Et oppankret fartøy har 12 ankerkjettinger hver med en lengde på ca. 1,6 – 1,7 kilometer.

Figur 3-15 Illustrasjon av J-legging på ujevn sjøbunn, og behovet for å finne