St.prp. nr. 8 (1998-99)

Utbygging av Huldra, SDØE-deltakelse i Vestprosess, kostnadsutviklingen for Åsgard m.v., og diverse disponeringssaker

Til innholdsfortegnelse

2 Utbygging av Huldrafeltet

2.1 Sammendrag

Huldra er et gass- og kondensatfelt i Nordsjøen som nå planlegges utbygd. Feltet som ble påvist i 1982, ligger i Tampenområdet 125 km vest av utløpet av Sognefjorden innenfor blokkene 30/2 og 30/3. Blokkene dekkes av utvinningstillatelsene 051 og 052 hvor Statoil er operatør. I 1991 inngikk lisensene en samarbeidsavtale der Huldra ble dannet. En unitiseringsavtale mellom de to tillatelsene er godkjent av departementet. Eierandelene i henhold til avtalen er angitt i tabellen under.

Tabell 2.1 Eiersammensetning i Huldralisensen

Eierandel
Selskap pst.
Den norske stats oljeselskap a.s (operatør) 51,62
(Herav Statens direkte økonomiske engasjement, SDØE 31,96 pst.)
TOTAL Norge A.S 24,33
Norske Conoco A.S. 23,34
Petro-Canada (Norway INC.) 0,50
Svenska Petroleum Exploration a.s. 0,21
SUM 100,00

Feltets utvinnbare mengder er anslått til 19,4 mrd m3 tørrgass, 0,14 mill tonn våtgass og 7,4 mill m3 kondensat. I tillegg til de påviste forekomstene, kjennetegnes Huldraområdet av flere omkringliggende prospekter med høy funnsannsynlighet.

I 1997 ble Huldra opprinnelig tildelt rett til gassleveranser under inngåtte salgsavtaler (allokering) med oppstart av kommersielle gassleveranser fra og med 1. oktober 2000. Den 12. desember 1997 oversendte operatøren søknad om godkjennelse av plan for utbygging og drift (PUD) av Huldra til departementet.

I PUD er det lagt til grunn at Huldra bygges ut med en ubemannet brønnhodeplattform hvor gass og kondensat skilles og transporteres videre i separate rørledninger. I PUD anbefales gassen transportert til Kollsnes framfor alternativene Heimdal og Oseberg, mens kondensatet anbefales transportert til Veslefrikk framfor alternativet Oseberg. Etter innsendelse av PUD har lisensen mottatt et revidert tilbud fra Heimdal som gjør Heimdal mer konkurransedyktig enn Kollsnes, og lisensen har derfor endret sitt syn og anbefaler i brev av 7. juli 1998 at Heimdal velges som tilknytningspunkt for gassen.

Rettighetshaverne har, etter at Huldra ble tildelt allokering, i søknaden om godkjennelse av PUD søkt om å få innvilget en ny produksjonsprofil som innebærer et platåvolum pr år på 3,3 mrd m3 gass over knapt 5 år og en total produksjonsperiode på vel 8 år. Olje- og energidepartementet legger den nye profilen til grunn for utbyggingen.

I PUD var opprinnelig de totale investeringene anslått til 4,4 mrd kroner (1998). Operatøren har imidlertid i oversendelse 27. oktober 1998 meddelt departementet at nytt anslag for de samlede investeringer ved utbygging av Huldra vil være 5,5 mrd kroner. Hovedårsaken til investeringsøkningen skyldes i følge operatøren erfaringer fra pågående prosjekter, hvor en ser et stigende prisnivå samt et behov for økt innsats av operatørens personell. I tillegg har borekostnadene økt. Beregningene inkluderer i følge operatøren også alle kostnader relatert til konseptutvikling, herunder det faktum at prosjektet ble utsatt med ett år.

Departementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet angående ressursmessige og tekniske forhold. Likeledes er det innhentet uttalelser fra Kommunal- og regionaldepartementet vedrørende sikkerhets- og arbeidsmiljømessige forhold. På grunnlag av konsekvensutredningen utarbeidet av rettighetshaverne, er det også innhentet uttalelser fra andre departementer og nærings- og interesseorganisasjoner.

I henhold til konsekvensutredningen, vil miljømessige utslipp til luft og vann knyttet til utbygging og drift av Huldra ikke føre til noen betydelig økning av totalutslippene i Tampenområdet. Viktige årsaker til dette er at reservoartrykket vil bli benyttet til transport av gassen til mottaksanleggene, og at produsert vann planlegges transportert sammen med kondensatet til Veslefrikk der det injiseres i Veslefrikkreservoaret. Det vil imidlertid også være utslipp forbundet med behandling av Huldragassen og -kondensatet på Heimdal- og Veslefrikkplattformen. I tilfelle et akutt utslipp av petroleum, som regnes som svært lite sannsynlig, vil utslippet ifølge operatøren fordampe hurtig og forventes ikke å utgjøre noen trussel mot for eksempel oppdrettsanlegg langs kysten.

De fiskerimessige konsekvensene av utbyggingen vil blant annet være at det legges beslag på et mindre areal rundt brønnhodeplattformen. Ved Huldrafeltet drives et sporadisk industritrålfiske og konsumtrålfiske etter sei. Legging av rørledninger kan representere et problem for trålfisket. Huldralisensen har planlagt å tildekke rørledningen til Veslefrikk, mens rørledningen til Heimdal ikke planlegges tildekket. Olje- og energidepartementet legger til grunn at utbygger avklarer problemstillinger knyttet til rørlegging og tildekking av rørledninger med fiskerimyndhetene med formål å komme fram til løsninger som i tilstrekkelig grad ivaretar fiskeriinteressene.

Etter at PUD for Huldra ble oversendt departementet, fattet Stortinget vedtak 8. juni 1998 i samsvar med St prp nr 52 (1997-98) som omhandler blant annet inntil ett års utsettelse av investeringer for alle felt under vurdering, herunder Huldra. Av hensyn til den tidskritiske fremdriften i prosjektet, har imidlertid rettighetshaverne i Huldra søkt om samtykke til å foreta enkelte investeringer og kontraktsinngåelser før godkjennelse av PUD. Investeringene beløper seg til 170 mill kroner i 1998. Lisensen har også søkt om departementets samtykke til at det inngås vesentlige kontraktsmessige forpliktelser før PUD er godkjent. Departementet har i brev til operatøren av 12. juni d.å. gitt samtykke til at lisensen foretar de investeringer som det er søkt om, og at det inngås vesentlige kontraktsmessige forpliktelser før myndighetsgodkjennelse av PUD, jf. petroleumslovens § 4-2 femte ledd. I St prp nr 52 (1997-98) er det for 1998 tatt høyde for et investeringsnivå på 15 pst. av opprinnelig anslag samlet for de prosjektene som er omfattet av ordningen med forskyvning av investeringene. Investeringene i Huldraprosjektet i år er i samsvar med dette.

Som følge av forskyvningen i investeringene, er produksjonsoppstarten for gass fra Huldra utsatt med ett år til 1. oktober 2001. Leveranser av gass fra Huldra vil være et betydelig bidrag til å sikre de norske gassleveranser fra år 2001 og de nærmeste år fremover, uten å trekke for mye gass fra eksisterende felt og dermed unngå å tape mulige væskeinntekter.

2.2 Hovedtrekkene i plan for utbygging og drift av Huldra

Nedenfor følger et sammendrag av hovedtrekkene i plan for utbygging og drift av Huldra. Departementets og Oljedirektoratets merknader er også inkludert i kapittelet.

2.2.1 Funnlokalisering og utbyggingsløsning

Kartet viser Huldrafeltets beliggenhet i Nordsjøen:

Figur 2.1 Funnlokalisering

Figur 2.1 Funnlokalisering

Kilde: (Statoil)

Det planlegges boring av seks produksjonsbrønner på feltet. I tillegg vil en tilrettelegge for boring av to til tre prospekter i nær tilknytning til feltet og som kan fases inn mot plattformen.

Huldra planlegges utbygd med en plattform som splitter gass og kondensat for transport i separate rørledninger til mottaksanlegg. Rettighetshaverne har søkt om å få produsere gass ihht. en produksjonsprofil med et platåvolum på 3,3 mrd m3 pr år over knapt 5 år og en total produksjonslengde på vel 8 år.

Utbyggingsløsningen baserer seg i stor grad på at trykkenergien i reservoaret utnyttes til å transportere gass og kondensat i rør fram til behandling på mottaksstedene. Flere alternative transportløsninger for gass og kondensat ble vurdert. Veslefrikk ble anbefalt som tilknytningspunkt for kondensatet framfor alternativet Oseberg. Kondensatet vil bli transportert videre fra Veslefrikk gjennom Oseberg Transportsystem til Sture. For gass var alternativene transport til Kollsnes, Heimdal eller Oseberg. I PUD ble Kollsnes anbefalt som tilknytningspunkt for gassen. Etter innsendelse av PUD har Huldra mottatt et revidert tilbud fra Heimdal, som gjør Heimdal mer konkurransedyktig enn Kollsnes som tilknytningspunkt for gassen. Lisensen har derfor endret sitt syn, og i brev av 7. juli 1998 fra operatøren, anbefales det at Heimdal velges som tilknytningspunkt for gassen fra Huldrafeltet. I det følgende er derfor en gasstilknytning til Heimdal og en kondensattilknytning til Veslefrikk lagt til grunn for beregningene.

Plattformen på Huldrafeltet planlegges å bli drevet uten permanent bemanning, fjernstyrt fra Veslefrikk. Forsyningsbase for Huldra vil være Forsyningsbase Bergen på Ågotnes.

2.2.2 Økonomi

De samlede investeringene for Huldra var i PUD beregnet til 4 331 mrd 1997-kroner, som tilsvarer 4 439 mrd 1998-kroner. Investeringene ble justert opp til 4 762 mrd kroner etter beslutning om gasstilknytning til Heimdal og flytting av noe utstyr fra Huldra til Veslefrikk. Endret transportløsning for gass har dermed medført økte kostnader, men er av operatøren og Oljedirektoratet likevel vurdert som mer lønnsom. I oversendelse av 27. oktober i år, har Statoil informert om at de totale investeringene i forbindelse med utbyggingen nå ventes å bli 5 484 mrd kroner. Årlige investeringer er angitt i tabellen under.

Tabell 2.2 Samlede investeringer for Huldra

Mill kroner 1997 1998 1999 2000 2001 2002 TOTALT
36 170 1647 1861 1610 160 5 484

Kilde: (Statoil)

Hovedårsaken til investeringsøkningen skyldes i følge operatøren erfaringer fra pågående prosjekter, hvor en ser et stigende prisnivå samt et behov for økt innsats av operatørens personell. I tillegg har borekostnadene økt. Beregningene inkluderer i følge operatøren også alle kostnader relatert til konseptutvikling, herunder det faktum at prosjektet ble utsatt med ett år.

Driftskostnadene for Huldra er beregnet til 1,0 mrd kroner over hele produksjonsperioden, tilsvarende årlige gjennomsnittlige driftskostnader på 120 mill kroner. Nåverdien av prosjektet før skatt er beregnet til 1,4 mrd kroner ved avkastningskrav på 7 pst. reelt, og 76 mill kroner etter skatt ved avkastningskrav på 8 pst. reelt.

2.2.3 Sikkerhetsmessige vurderinger

Krav til sikkerhet omfatter vern av menneskers liv og helse samt beskyttelse av anlegg, produksjon, kunnskap og materielle verdier. I utformingen av de tekniske løsningene har det ifølge operatøren i tilstrekkelig grad blitt tatt hensyn til helse og sikkerhet.

Oljedirektoratet har vurdert PUD, og i brev av 16. februar 1998 står det at «Huldra kan etter Oljedirektoratets vurdering, ut fra en teknisk, sikkerhets- og arbeidsmiljømessig vinkling, bygges ut på en forsvarlig måte». Oljedirektoratet anbefaler at PUD for Huldra godkjennes, men legger til at det er en rekke teknologiske og operasjonelle forhold som ikke er besluttet og som krever Oljedirektoratets oppfølging.

Kommunal- og regionaldepartementet viser til Oljedirektoratets vurdering av PUD. I brev av 2. mars 1998 står det at «Kommunal -og regionaldepartementet finner ut fra en sikkerhets- og arbeidsmiljømessig vurdering at Huldra kan bygges ut på en forsvarlig måte. Departementet forutsetter imidlertid at Statoil holder løpende kontakt med Oljedirektoratet på områder der dette er nevnt i vurderingen».

2.3 Miljømessige konsekvenser beskrevet i konsekvensutredningen

2.3.1 Virkninger for miljø i utbyggingsfasen

Installasjonsarbeidene på feltet vil påvirke bunndyrfaunaen fordi utplassering av brønnhodeplattform samt legging og grusing av rørledninger, vil medføre lokal oppvirvling og tildekking av bunnsedimentene. Virkningene vil være svært lokale og det forventes ikke registrerbare effekter i næringskjedene.

Lokalt vil utslipp av vannbasert borekaks og borevæske kunne påvirke bunnfaunaen i nærheten av utslippspunktene. Bunnundersøkelser foretatt på eksisterende felt i Nordsjøen viser imidlertid at disse effektene er av relativ kort varighet (2-3 år).

Det planlegges å reinjisere oljebasert kaks og slam i brønnene. Dersom det skulle oppstå problemer med å deponere avfallet i brønnene, vil avfallet bli transportert til andre plattformer for reinjeksjon, eller til land for deretter å bli levert til godkjent mottak for spesialavfall.

Boreriggene dekker sitt kraftbehov fra dieseldrevne aggregater. De totale utslippene i utbyggingsfasen av CO2 og NOx fra boreoperasjonene inklusive brønntesting er beregnet til hhv. 50 tusen tonn og 543 tonn.

Prosjektet planlegger følgende utslippsreduserende tiltak:

  • Reinjisering av alt oljebasert boreslam/kaks i brønnene; evt. transport til land eller til Gullfaks, Veslefrikk eller Statfjord for reinjeksjon.

  • Bruk av kjemikalier med minst mulig miljøskadelig potensiale. Alle kjemikalier som benyttes skal være testet med hensyn til giftighet, nedbrytbarhet og bioakkumulering.

  • Oppsamling av olje og kondensat fra testproduksjonen vurderes. Dette vil redusere de angitte utslipp fra boreoperasjonene.

2.3.2 Utslipp til luft ved ordinær drift

Produksjonen fra Huldrafeltet vil medføre utslipp til luft av CO2, NOx, CO, nmVOC (flyktige organiske forbindelser utenom metan), SO2 og CH4. Det gis nedenfor en oversikt over utslippene relatert til drift av Huldraplattformen og prosessering av gass og kondensat på hhv. Heimdal- og Veslefrikkplattformen.

Gass og kondensatstrømmene fra Huldra transporteres ved hjelp av energien i reservoartrykket gjennom separate rør til de respektive tilknytningssteder. Energibehovet til sluttprosessering dekkes av mottaksplattformene, og det vesentligste utslipp til luft i forbindelse med drift av Huldra skjer her.

Behov for elektrisk kraft på Huldraplattformen dekkes av dieseldrevne generatorer. Et alternativ med kraftforsyning via kabel fra en nærliggende installasjon er vurdert, men funnet økonomisk ulønnsomt av operatøren. Regulære utslipp til luft fra brønnhodeplattformen vil være utslipp fra dieselgeneratorer og mulige diffuse utslipp fra det kalde ventileringssystemet. I tillegg kommer utslipp fra støttefunksjoner som helikoptertransport og støttefartøyer.

Utslippene fra Huldra som er knyttet til kraftgenerering på plattformen og planlagte nedstengninger, er ifølge operatøren omlag 85 tusen tonn CO2, 1,9 tusen tonn NOx, 86 tusen tonn nmVOC og 84 tonn SO2. Utslippsnivåene av NOx, nmVOC og SO2 er viktig å vurdere i en regional konsekvenssammenheng, og er lave sammenlignet med de totale utslippene fra eksisterende felt i Tampenområdet. Dette skyldes at Huldra utnytter reservoartrykket som energikilde for transport, samt ledig prosesserings- og transportkapasitet i eksisterende infrastruktur.

De akkumulerte utslippene av CO2 og NOx knyttet til prosessering av Huldragassen på Heimdal over Huldras produksjonsperiode, er i PUD beregnet til hhv. 1 120 tusen tonn og 4,3 tusen tonn. De totale utslippene av CO2 og NOx knyttet til prosessering av kondensat fra Huldra på Veslefrikk er i PUD beregnet til hhv. 200 tusen tonn og 770 tonn.

De samlede akkumulerte utslippene av CO2 og NOx over levetiden forbundet med drift av Huldraplattforen og prosessering av gass og kondensat på mottaksanleggene Heimdal og Veslefrikk vil således ihht. PUD være på hhv. 1 405 tusen tonn og 7 tusen tonn. Dette vil over produksjonstiden på vel 8 år tilsvare gjennomsnittlige årlige utslipp av CO2 og NOx på hhv. 171 tusen tonn og 853 tonn.

Som det vil bli redegjort for nedenfor, vil utslippsnivået for CO2 som følge av produksjonen fra Huldrafeltet, i følge Oljedirektoratets beregninger være vesentlig lavere enn det som fremkommer av tallene ovenfor.

De største utslippsmengdene av CO2 som følge av utbyggingen av Huldrafeltet, vil være forbundet med behandling og transport av Huldragassen på Heimdalplattformen. Til grunn for utbyggers beregninger ligger det blant annet forutsetninger om at eksisterende turbiner vil benyttes, samtidig som Huldra tilskrives alle utslippene fra turbinene.

Operatøren for Heimdal, Norsk Hydro, tar imidlertid sikte på å oppgradere turbinene på Heimdalplattformen, og dette vil bidra til en vesentlig reduksjon i utslippene fra plattformen. I følge Oljedirektoratets beregninger vil de totale utslippene av CO2 fra Heimdalplattformen derfor være 745 tusen tonn over Huldraprosjektets levetid, når det forutsettes at turbinene oppgraderes. Avhengig av innfasing av andre felt til plattformen, vil Huldras totale andel av disse CO2-utslippene i følge Oljedirektoratet komme ned mot 256 tusen tonn. Totalutslippene av CO2 som følge av utbyggingen av Huldra er dermed 541 tusen tonn. Dette vil over produksjonstiden på vel 8 år tilsvare gjennomsnittlige årlige utslipp av CO2 på 66 tusen tonn.

Operatøren på Huldra har i ettertid informert om at de nå også mener at det er mulig å få til en vesentlig reduksjon i utslippene av CO2 og NOx i forhold til de tall som ble oppgitt i PUD. På det tidspunkt hvor denne St prp fremlegges, kan imidlertid ikke operatøren legge frem verifiserte tall for hvor store reduksjonene i utslippene til luft kan bli i forhold til de tallene som ble lagt frem i PUD. De vesentligste bidragene til reduksjonen er:

  • Oppgradering av turbinene på Heimdal og full utnyttelse av prosessanlegget på Heimdal.

  • Tildeling av en optimalisert profil til Huldra som utvinner feltet raskere og gir derfor 3 år kortere levetid.

  • Oppgradere dieselmotor på Veslefrikk til gassdrift.

2.3.3 Utslipp til sjø ved ordinær drift

Det skal benyttes sjøvann som kjølemedium i prosessen på Huldra. Det vil føre til utslipp av oppvarmet vann som slippes ut på 20 meters dyp. På bakgrunn av erfaringer fra tilsvarende utslipp forventes det ikke registrerbare negative miljøkonsekvenser.

Produsert vann fra Huldra vil utgjøre ca. 200 m3 pr. dag ved maksimal produksjon. Alt produsert vann vil overføres til Veslefrikk sammen med kondensatet. Produsert vann fra Huldra vil da bli separert ut på Veslefrikk, og ifølge operatøren injiseres i Veslefrikkreservoaret som trykkstøtte.

Alle kjemikalier som benyttes vil ifølge operatøren være av en type som er godkjent av miljøvernmyndighetene og som ikke innebærer fare for akutte eller langsiktige skadevirkninger på miljøet.

2.3.4 Akutte utslipp

I tilfelle et akutt utslipp skulle inntreffe fra Huldrafeltet, forventes konsekvensene for miljøet samt for fiskerivirksomheten og andre næringer, å få et relativt lite omfang. Sannsynligheten for at en slik hendelse skal inntreffe, er svært liten.

Akutte utslipp av rikgass/kondensat vil hurtig fordampe og forventes ikke å utgjøre noen reell trussel for f.eks. oppdrettsanlegg langs kysten. Vurderinger som er foretatt av Statoil, bl.a. i forbindelse med konsekvensutredningen for Lokefeltet med hensyn til virkninger av en utblåsing, indikerer at 60-80 pst. av hydrokarbonene vil være fordampet i løpet av det første døgnet etter uhellet. Hovedområdet for virkninger vil være det området som kan nås i løpet av de første 1-2 døgn og vil gjelde de øverste 5-10 meter i vannsøylen. Hovedområdet antas ikke å kunne overstige en radius på 10 km. Avstanden fra Huldra til land er mer enn 100 km og det vurderes ikke som sannsynlig at omfattende forurensning av strandsonen vil kunne forekomme.

Statoil vil sørge for at oljevernet er dimensjonert til å stå i forhold til behovet for og mulighetene for oppsamling av kondensat. Oljevernet skal være på det nivå som lover og forskrifter krever før produksjonsoppboringen startes opp.

2.3.5 Behandling av avfall

Avfallsmengdene fra Huldra vil bli minimale siden dette er en ubemannet plattform. Alle kjemikalier vil bli overført direkte fra båt til egne tanker på plattformdekket. En egen avfallsplan skal utarbeides for driftsfasen. Tiltak for å redusere avfallsmengdene vil bli fokusert på, også i utbyggingsfasen, og det skal innføres en viss grad av kildesortering av avfallet før deponering.

2.4 Høringen av konsekvensutredningen

2.4.1 Foregående saksgang og myndighetsbehandling

Forslag til utredningsprogram for konsekvensutredningen ble utarbeidet av utbygger, representert ved operatøren, og sendt på høring av departementet 10. mars 1997. Høringsinstansene var Miljøverndepartementet, Fiskeridepartementet, Kommunal- og arbeidsdepartementet, fylkeskommuner, kommuner og fiskeri- og miljøorganisasjoner. Høringsfristen ble satt til 21. april 1997, og Olje- og energidepartementet avholdt møte med operatøren i mai 1997 hvor høringsuttalelsene ble gjennomgått. På bakgrunn av de innkomne høringsuttalelsene fastsatte departementet det endelige utredningsprogrammet i brev til operatøren av 10. juni 1997. Utredningsprogrammet dannet grunnlaget for operatørens videre utarbeidelse av konsekvensutredning for utbygging av Huldra.

Konsekvensutredningen ble 19. desember 1997 sendt på høring til berørte parter, herunder departementer, fylkeskommuner, kommuner og interesseorganisasjoner, med endelig høringsfrist 6. februar 1998. Høringsuttalelsene til konsekvensutredningen ble videreformidlet til utbygger, og ble videre gjennomgått i møte mellom departementet og operatøren 13. mars 1998.

I det følgende foretas en gjennomgang av høringsinstansenes kommentarer til konsekvensutredningen.

2.4.2 Høringsuttalelser

Miljøverndepartementetuttaler at konsekvensutredningen inneholder i hovedtrekk de elementer en slik utredning bør inneholde. Departementet gir uttrykk for at utredningen har en oppbygging som gjør det vanskelig å finne ut hvilke utslippsreduserende tiltak som er planlagt og hvorvidt disse eventuelt anses forpliktende for utbyggingen. Selv om konsekvensutredningen fremholder at utslippene til luft fra Huldraprosjektet er lave, og at det ikke planlegges spesielle utslippsreduserende tiltak, mener departementet at det bør foretas en grundigere gjennomgang av mulige avbøtende tiltak på Huldra og Veslefrikk plattformene. Dette inkluderer også en vurdering av muligheten for å redusere CO2-innholdet i den produserte gassen.

Miljøverndepartementet viser videre til at andre utslipp fra brønnoperasjoner, utover utslippene forbundet med boring og utslipp av produsert vann som en følge av at produksjonsregulariteten ikke er 100 pst., ikke er omtalt i konsekvensutredningen. Departementet uttaler videre at spesifikke virkninger av en gass-/kondensatutblåsning samt sannsynligheten for et undervannsutslipp, bør vurderes i det videre arbeidet.

Statens Forurensningstilsyns (SFT)merknader til konsekvensutredningen er i hovedsak dekket av Miljøverndepartementets kommentarer. I tillegg nevnes spesielt at beskrivelsen av løsningen for produsert vann er uklar. Fordeler og ulemper ved de ulike alternativene for håndtering av oljebasert borevæske/kaks, burde videre vært mer utførlig beskrevet. SFT forutsetter at utbygger forplikter seg til å samle opp væske fra testproduksjon.

Direktoratet for Naturforvaltnings (DN) kommentarer med hensyn til feltspesifikke forhold for Huldra er dekket av Miljøverndepartementets og SFTs kommentarer ovenfor. DN har gitt en grundig vurdering av den regionale konsekvensutredningen for Tampen, og mesteparten av deres uttalelse omhandler den regionale konsekvensutredningen.

Fiskeridepartementetber om at avbøtende tiltak som angitt av Fiskeridirektoratet fremgår som vilkår i en eventuell utbyggingstillatelse. I tillegg mener departementet at planene for disponering av produsert vann er uklare i konsekvensutredningen.

Fiskeridirektoratetfraråder å benytte den tradisjonelle stenfyllingsmetoden for tildekking av rørledninger, herunder understøttelse av rørledningene, i områder hvor det foregår industritrålfiske. I slike områder mener direktoratet at rørledningene bør grøftes og nedgraves eller tildekkes på annen måte som ikke hindrer fiskeriinteressene. Videre påpeker direktoratet at bruk av fyllinger på forhånd skal være avklart med fiskerimyndighetene. Det samme gjelder eventuelle alternative metoder for tildekning av rørledningene.

Fiskeridirektoratet uttaler videre at det umiddelbart etter rørleggingsarbeidene er sluttført, skal foretas en inspeksjon med formål å avklare eventuelle hindringer for fiskeriene. Slik inspeksjon skal omfatte såvel ankergroper etter rørleggingsfartøyene som eventuelle hindringer pga. selve rørledningssystemene. Under denne inspeksjonen skal det være med observatører godkjent av fiskerimyndighetene. Direktoratet påpeker også at dersom det ved inspeksjon avdekkes hindringer for fiskeriinteressene, skal det gjennomføres nødvendige tiltak for å redusere disse hindringene. En traséløsning for gassen fra Huldra til Heimdal som innebærer at rørledningen krysser et viktig tobisfelt frarådes på det sterkeste grunnet de negative konsekvensene for industriflåten. Dersom en slik transportløsning allikevel skulle bli valgt, må det primært settes krav om at rørledningen der den krysser tobisfeltet, må graves ned. Dessuten må det bli foretatt en etterplanering etter rørleggingsarbeidene med tanke på å unngå hindringer for trålfiske etter tobis i området. Subsidiært må det settes krav om en traséjustering som gjør at rørledningen blir lagt i utkanten av tobisfeltet.

Havforskningsinstituttetuttaler at håndteringen av produsert vann er uklart beskrevet i konsekvensutredningen og at innholdet av kjemiske forbindelser fra reservoaret som følger det produserte vannet er ikke godt nok beskrevet, hverken for Huldra eller for feltene i regionen forøvrig.

Sogn og Fjordane Fylkeskommuneanmoder om at Huldraprosjektet benytter Fjord Base som rørbase.

Øygarden kommunehar ingen merknader

Bellona uttaler at de ikke finner det akseptabelt at det lokale kraftbehovet dekkes av dieseldrevne generatorer. Videre mener Bellona at det vil være relativt uproblematisk å utsette utbyggingen av Huldra.

Miljøvernforbundetuttaler at det prinsipielt er imot nyetableringer på sokkelen, og at forbundet ønsker en utflating og nedtrapping av petroleumsleting og produksjon.

2.4.3 Departementets kommentarer til konsekvensutredningen og høringsuttalelsene

Flere av høringsuttalelsene har kommentert at beskrivelsen av hvordan produsert vann skal håndteres, kunne vært bedre i konsekvensutredningen. Det samme kan sies å være tilfelle med konsekvenser som følge av øvrige utslipp til luft og sjø. Ved tidspunkt for innsendelse av konsekvensutredningen, var ikke utbygger i stand til å forplikte seg på en del av de tiltak som er listet som utslippsreduserende tiltak i konsekvensutredningen. Av denne grunn er alle utslippstall i konsekvensutredningen gitt for en situasjon uten implementering av de tiltak utbygger ikke kunne forplikte. Utbygger valgte likevel å informere om det arbeid som var igang, og som nå er videreført, for å kvalifisere utslippsreduserende tiltak.

Konsekvensutredningen identifiserer en mulighet for at det produserte vannet fra Huldra kan bli reinjisert på Veslefrikk. Utbygger har etter innlevering av PUD bekreftet at dette er prosjektets basisalternativ. Regulariteten på reinjeksjon av produsert vann vil være omlag 90 pst. I perioder når produsert vann må slippes ut til sjøen, vil dette skje etter rensing i hydrosykloner. Mengdene av produsert vann fra Huldra er meget begrensede, i størrelsesorden 200 m3 pr. døgn sammenliknet med anslagsvis totalt 150-200 tusen m3 pr. døgn fra den samlede aktiviteten i regionen.

Konsekvensutredningen viser at utslipp til luft fra Huldraplattformen ikke vil medføre noen betydelig økning eller innvirkning på totalutslippene i Tampenområdet. Hovedårsaken til dette er at reservoartrykket blir brukt til transport av gassen, og dermed er utslippene hovedsakelig relatert til boreoperasjonene. Det vil imidlertid også være utslipp til luft forbundet med behandling og transport ved Veslefrikk- og Heimdalplattformen.

Ifølge konsekvensutredningen vil en vurdere overføring av kraft i kabel fra Veslefrikk til Huldra slik at en kan unngå bruk av dieseldrevne aggregater på Huldra. Denne vurderingen er nå gjort. Konklusjonen etter behandling i partnerskapet er at kraftoverføring fra Veslefrikk ikke vil bli gjennomført. Dette skyldes at en slik kraftoverføring vil medføre betydelige investeringer, samtidig som kraftbehovet til den ubemannede brønnhodeplattformen på Huldra er relativt lite.

Utbygger har valgt å benytte dieselgeneratorer utfra et regularitetshensyn. Gassdrevne generatorer har en lavere driftsregularitet enn dieselmotorer og vil være mindre egnet ved den ubemannede driften som det legges opp til på plattformen. Gassdrevne generatorer vil også innebære mer plasskrevende utstyr, og vil være mindre egnet på grunn av den begrensede plassen på brønnhodeplattformen.

Utbygger mener å ha utredet konsekvensene av en gass-/kondensatutblåsning i den dokumentasjonen som foreligger, og mener at konsekvensene av en slik hendelse vil være betydelig mindre enn det som er dokumentert for en oljeutblåsning slik dette er diskutert i regional konsekvensutredning (RKU) Tampen. Det er lagt til grunn at utblåsingen skjer til havoverflaten da det i dette tilfellet dreier seg om plattformkompletterte brønner. Sannsynligheten for et utslipp under vann (dvs. lekkasjer fra rørledninger) er også dokumentert i utredningen. Departementet legger til grunn utbyggers uttalelser om at slike utslipp vil være begrensede, da produksjonen straks vil stenges ned idet lekkasjen oppdages.

For å håndtere borekaks er flere alternativer vurdert av utbygger. Grunnet plassmangel på brønnhodeplattformen og transportkostnader, ønsker utbygger å håndtere disse på feltet. Utbygger vil gjennomføre en nærmere analyse av å samle opp væskeproduksjon under brønnopprenskning. Utbygger vurderer også å benytte et spesialskip for å håndtere utslipp ved brønnopprenskning.

Hva angår metode for evt. tildekking av rørledningene fra Huldra til Veslefrikk og Heimdal har operatøren opplyst at lisensen planlegger å tildekke rørledningen til Veslefrikk. Olje- og energidepartementet legger til grunn at utbygger avklarer spørsmålet om rørledningene og forholdet til fiskeriene med fiskerimyndighetene, og at utbygger og fiskerimyndighetene kommer fram til løsninger som i tilstrekkelig grad ivaretar fiskeriinteressene. Ankergroper etter rørleggingsfartøyene vil ikke forekomme, da utbygger har planlagt å bruke et dynamisk posisjonert leggefartøy.

Sogn og Fjordane Fylkeskommune anmoder om at Fjord Base benyttes som rørbase. Da rørene i byggefasen ikke vil bli mellomlagret på land, vil ikke muligheten for mellomlagring i Sogn- og Fjordane bli benyttet.

Når det gjelder Bellonas og Naturvernforbundets uttalelser om at tidspunktet for utbyggingen av Huldra bør utsettes, vises det til avsnitt 2.5.2 om investeringsforskyvning.

Departementet vil be utbygger følge opp de innkomne høringsuttalelsene, og at uttalelsene legges til grunn ved oppdateringen av den regionale konsekvensutredningen.

Etter departementets vurdering er de miljømessige og sikkerhetsmessige konsekvensene av utbygging og drift av Huldra tilstrekkelig utredet. Det legges til grunn at utbygger i den videre prosjekteringsfase vil være i kontakt med relevante myndigheter og at det innhentes de nødvendige tillatelser fra disse. På bakgrunn av de innkomne høringsuttalelsene til konsekvensutredningen og utbyggers gjennomgang av disse, anser departementet utredningsplikten for prosjektet å være oppfylt.

2.5 Vurdering av plan for utbygging og drift

Det er har vært to spesielt aktuelle spørsmål i behandlingen av Huldrautbyggingen; valg av tilknytningspunkt for gassen fra feltet og forskyvning av investeringer. I spørsmålet om tilknytningspunkt for gassen har hovedalternativene vært Kollsnes og Heimdal. Når det gjelder investeringer, er det besluttet at de forskyves som et tiltak for å begrense investeringene på sokkelen. Nedenfor vil først departementets vurdering av tilknytningspunkt for Huldragassen bli presentert, og deretter departementets vurdering av tidspunkt for investeringsoppstart for feltet.

2.5.1 Valg av tilknytningspunkt for gassen fra Huldrafeltet

I sine vurderinger av tilknytningspunkt for gassen, er departementet opptatt av hvilke løsninger som gir den største samlede samfunnsøkonomiske verdiskapningen. Samtidig må miljøaspektet tillegges særskilt vekt.

Oljedirektoratet er enig i rettighetshavernes anbefaling om at Heimdal velges som tilknytningspunkt for Huldragassen. Tilknytningen av Huldragassen til Heimdal vil være nødvendig for å forlenge brukstiden for Heimdalplattformen. I samfunnsøkonomiske beregninger utført av direktoratet, hvor de ulike tilknytningspunktene er vurdert i en porteføljesammenheng og verdien av satelittfelt i området og haleverdi av Heimdalfeltets siste års produksjon er inkludert, kommer Heimdal best ut som gasstilknytningspunkt for Huldra. En Heimdalløsning for Huldragassen vil utnytte eksisterende infrastruktur og derved kunne gi lavere investeringer.

Departementet legger vekt på Oljedirektoratets vurdering av den samfunnsøkonomiske gevinsten knyttet til å utvinne ressursene rundt Heimdal ved å utnytte Heimdalplattformen. En Heimdalløsning for Huldragassen vil også innebære bruk av eksisterende infrastruktur og lavere totale investeringer innen olje- og gassvirksomheten. Departementet legger til grunn at ressursene rundt Heimdal representerer et betydelig verdipotensiale som best kan utnyttes ved at Heimdalplattformen sikres fortsatt drift.

Sammenlikningen av CO2-røykgassutslippene for de to tilknytningspunktene, Kollsnes og Heimdal, er komplisert. Avhengig av forutsetningene kan både Kollsnes og Heimdal fremstilles som alternativet med lavest utslipp. Sentralt her er om nye ressurser, i tillegg til Huldra, vil føres til Heimdal og hvordan elektrisiteten på Kollsnes fremskaffes. Når det gjelder utslippene av CO2 fra Heimdalplattformen som følge av utbyggingen av Huldra, vises det til redegjørelsen i avsnitt 2.3.2. Departementet mener at CO2-spørsmålet ikke entydig favoriserer den ene tilknytningsløsningen fremfor den andre.

På denne bakgrunn anbefaler Olje- og energidepartementet at søknaden fra utbygger om at Huldragassen føres til Heimdalplattformen imøtekommes.

2.5.2 Investeringsforskyvning

På bakgrunn av de sterke presstendensene i norsk økonomi, la Olje- og energidepartementet i vår frem St prp nr 52 (1997-98) hvor det foreslås å tidsforskyve utbyggingen av alle funn under vurdering som krever myndighetsgodkjennelse, deriblant Huldra. Hensikten med en slik utsettelse av prosjekter er å dempe aktivitetsnivået i petroleumsvirksomheten, og redusere presset i norsk økonomi.

Stortinget fattet 8. juni 1998 vedtak i tråd med nevnte proposisjon.

Departementet ønsker å ferdigbehandle søknaden om utbygging og drift for Huldra, slik at rettighetshaverne og leverandørene har sikkerhet for prosjektgjennomføringen. På denne bakgrunn anbefaler departementet at plan for utbygging og drift av Huldra godkjennes med vilkår om forskyvning av investeringene. Forskyvningen vil være utformet i tråd med St prp nr 52 (1997-98), det vil si at forskyvning av investeringene vil ta utgangspunkt i den dato plan for utbygging og drift behandles av Kongen i statsråd og prosjektet blir lagt frem for Stortinget for behandling. For en balansert utfasing av investeringsforskyvningen, forskyves ikke investeringsoppstart for prosjekt godkjent i 1998 lenger enn til 1. juli 1999.

Departementet har i brev av 12. juni 1998 gitt samtykke til at utbyggerne av Huldra i 1998 kan foreta investeringer for inntil 170 mill kroner. Inneværende års investeringer skyldes den tidskritiske fremdriften i Huldraprosjektet, og disse investeringene er i hovedsak knyttet til oppgradering av Veslefrikkplattformen (Veslefrikk B) som er nødvendig for at Veslefrikk skal være i stand til å motta kondensatet fra Huldra. Oppgradering skjer i forbindelse med at Veslefrikkplattformen trekkes inn til land for vedlikeholdsarbeid. I St prp nr 52 (1997-98) er det for 1998 tatt høyde for et investeringsnivå på 15 pst. av opprinnelig anslag samlet for de prosjektene som er omfattet av ordningen med forskyvning av investeringene. Investeringene i Huldraprosjektet er i overensstemmelse med dette.

Som følge av forskyvningen i investeringene, er produksjonsoppstarten for gass fra Huldra utsatt med ett år til 1. oktober 2001.

2.5.3 Andre forhold

Oljedirektoratet har ingen merknader til den tekniske løsningen for feltutbyggingen av Huldra og transportsystemene til Veslefrikk og Heimdal, men påpeker at de teknologiske og operasjonelle forhold som ikke er besluttet, krever direktoratets oppfølging. Etter Oljedirektoratets vurdering vil prosjektet kunne gjennomføres innenfor den tidsramme som fremgår av plan for utbygging og drift. Oljedirektoratet anbefaler at planen godkjennes.

2.6 Budsjettmessige konsekvenser for SDØE

Utbygging og drift av Huldra vil i inneværende år medføre om lag 54 mill kroner i investeringer og 4 mill kroner i kalkulatoriske renter for SDØE. Dette inngår i gjeldende budsjett under kap. 2440/5440 som vil bli revidert på vanlig måte i nysalderingen for 1998. I 1999 vil utbygging og drift av Huldra for SDØE medføre 526 mill kroner i investeringer. Regjeringen vil på vanlig måte vil presentere nye anslag for SDØE under kap. 2440/5440 i forbindelse med revidert budsjett for 1999.

2.7 Konklusjoner og vilkår

  1. Departementet gir sin tilslutning til at Huldrafeltet blir bygget ut i henhold til de planer for utbygging og drift som rettighetshaverne har fremlagt med de merknader som fremgår av denne Stortingsproposisjonen, jf. Forslag til vedtak I.

  2. Kommunal- og regionaldepartementet er av den oppfatning at utbygging og drift av Huldrafeltet kan gjennomføres innenfor forsvarlige sikkerhets- og arbeidsmiljømessige rammer.

  3. Det vil blant annet bli stilt følgende vilkår for godkjennelse av plan for utbygging og drift:

    • Investeringene forskyves i inntil ett år i samsvar med St prp nr 52 (1997-98).

    • Huldra produseres etter den nye produksjonsprofilen som lisensen har søkt om, jfr. brev om søknad om godkjennelse av PUD av 12 desember 1997.

    • Avtaler om salg av gass og avtaler om leveranser, behandling, transport og terminalytelser for gass og kondensat, skal godkjennes av departementet. Tillegg til, endring i, eller unntak fra slike avtaler skal godkjennes av departementet.

    • Utbygger skal avklare problemstillinger knyttet til rørlegging og tildekking av rørledningene med fiskerimyndighetene med formål om å komme fram til løsninger som i tilstrekkelig grad ivaretar fiskeriinteressene.

    • Utbygger skal orientere olje- og energimyndighetene og fiskerimyndighetene dersom det produserte vannet fra Huldra ikke reinjiseres på Veslefrikk.

Til toppen
Til dokumentets forside