Transcript Avslutning av virksomheten og disponering av

Avslutning av virksomheten og disponering av
innretninger på Varg-feltet
Konsekvensutredning (KU)
6
02.12.14
Issued for Approval
RS
HG
JMH
5
13.11.14
Issued for Legal comments
EK
HG
JMH
4
08.09.14
Issued for Partner comments
FB
MB
JMH
3
03.09.14
Revised issue after TENAS comments
FB
MB
JMH
2
25.08.14
Revised issue after TENAS comments
FB
MB
JMH
1
27.06.14
Issued for TENAS comments
FB
MB
JMH
Rev.
Date
Description
Prepared
by
Checked
by
Approved
by
Contractor Name/Logo
Purchase Order No.:
PO-312392
Ramboll Oil & Gas
Contractor Doc. No.:
131614005-ROGN-S-RA-0004
Facility:
Area:
System:
Varg
Document Title:
Konsekvensutredning (KU): Avslutning av virksomheten
og disponering av innretninger på Varg-feltet
Document No.:
Doc type:
RA
Total Pages:
VRG05-24981-Z-RA-0001
93
Avslutning av virksomheten og disponering av
innretninger på Varg-feltet
Konsekvensutredning (KU)
2.12.2014
Dokument nr.: VRG05-24981-Z-RA-0001
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Innholdsfortegnelse
Forkortelser ......................................................................................................................................................... 6
Forord .................................................................................................................................................................. 7
Sammendrag ....................................................................................................................................................... 8
1
Innledning ................................................................................................................................................. 12
1.1 Eierstruktur ....................................................................................................................................... 12
1.2 Beskrivelse av Varg-feltet ................................................................................................................ 12
1.2.1 Overbygning ......................................................................................................................... 14
1.2.2 Understell ............................................................................................................................. 14
1.2.3 Petrojarl Varg ....................................................................................................................... 16
1.2.4 Stigerørsystem ..................................................................................................................... 16
1.2.5 Varg-gasseksportsystem (VGE) .......................................................................................... 17
1.2.6 Produksjonsprofil.................................................................................................................. 18
1.3 Konsekvensutrednings målsetting og omfang ................................................................................. 20
1.4 Regelverk og krav ............................................................................................................................ 20
1.5 Tidsplan for KU-prosess og myndighetsbehandling ........................................................................ 22
2
Planer for avvikling og disponering for innretning og rørledninger ........................................................... 23
2.1 Forberedelser til avvikling ................................................................................................................ 23
2.1.1 Nedstengning av produksjon og plugging av brønner ......................................................... 23
2.1.2 Varg A platform .................................................................................................................... 23
2.1.3 FPSO Petrojarl Varg ............................................................................................................ 23
2.1.4 Rørledningssystemet ........................................................................................................... 24
2.1.5 Havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer ..................................................................... 24
2.2 Alternativer vurdert ........................................................................................................................... 24
2.2.1 Varg A plattformen ............................................................................................................... 25
2.2.2 Rørsystem ............................................................................................................................ 26
2.3 Anbefalt avviklingsløsning (base case) ............................................................................................ 27
2.3.1 Varg A plattformen ............................................................................................................... 27
2.3.2 Petrojarl Varg ....................................................................................................................... 27
2.3.3 Havbunnsstrukturer og andre hjelpe systemer .................................................................... 28
2.3.4 Rørsystemer ......................................................................................................................... 28
2.4 Relevante opphoggingslokaliteter .................................................................................................... 29
2.5 Sluttdisponering ............................................................................................................................... 30
2.6 Tidsplan ............................................................................................................................................ 31
2.7 Nødvendige søknader og tillatelser ................................................................................................. 32
3
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
3
Sammenfatning av høringsuttalelser til programforslaget ........................................................................ 33
4
Metoder for utredningsarbeidet ................................................................................................................ 38
4.1 Metode ved beskrivelse av eksisterende forhold ............................................................................. 38
4.2 Metode for vurdering, presentasjon og visualisering av konsekvensresultater ............................... 38
4.2.1 Vurdering av verdi og / eller sårbarhet ................................................................................. 39
4.2.2 Vurdering av omfang av effekter .......................................................................................... 40
4.2.3 Fremstilling av konsekvensresultater ................................................................................... 41
4.2.4 Definisjon av tema for miljøkonsekvenser ........................................................................... 42
4.3 Temaspesifikk metode for energi betraktning og konsekvensvurdering av utslipp til luft ................ 42
5
Statusbeskrivelse ...................................................................................................................................... 44
5.1 Naturressurser og miljøforhold ......................................................................................................... 44
5.1.1 Beskrivelse av området ........................................................................................................ 44
5.1.2 Tilstanden på Varg (sediment og forurensninger) ............................................................... 46
5.1.3 Plankton ............................................................................................................................... 49
5.1.4 Bunnfauna ............................................................................................................................ 49
5.1.5 Fisk ....................................................................................................................................... 50
5.1.6 Pattedyr ................................................................................................................................ 51
5.1.7 Sjøfugl .................................................................................................................................. 51
5.1.8 Særlig Verdifulle Områder (SVO) ........................................................................................ 54
5.2 Samfunnsinteresser og næringsvirksomhet i området .................................................................... 55
5.2.1 Kulturminner ......................................................................................................................... 55
5.2.2 Fiskeri ................................................................................................................................... 56
5.2.3 Skipstrafikk ........................................................................................................................... 59
6
Miljømessige konsekvenser ved disponering av Varg-innretninger og rørledninger ............................... 60
6.1 Energivurderinger............................................................................................................................. 60
6.1.1 Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer ......................................................... 60
6.1.2 Rørledninger ........................................................................................................................ 61
6.2 Utslipp til luft ..................................................................................................................................... 62
6.2.1 Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer ......................................................... 63
6.2.2 Rørledninger ........................................................................................................................ 64
6.3 Utslipp til sjø ..................................................................................................................................... 66
6.3.1 Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer ...................................... 66
6.3.2 Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) ............................ 66
6.3.3 Fjerning alle rørledninger (2) ................................................................................................ 67
6.3.4 Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3) ................... 67
6.4 Påvirkning av havbunnen ................................................................................................................. 67
6.4.1 Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer ...................................... 67
6.4.2 Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) ............................ 68
4
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
6.10
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
6.4.3 Fjerning av alle rørledninger (2) ........................................................................................... 69
6.4.4 Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3) ................... 69
Spredning av forurensning ............................................................................................................... 69
6.5.1 Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer ...................................... 69
6.5.2 Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) ............................ 70
6.5.3 Fjerning av alle rørledninger (2) ........................................................................................... 70
6.5.4 Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse gasseksportrørledning (3) ........................ 71
Påvirkning av biota ........................................................................................................................... 71
6.6.1 Plankton ............................................................................................................................... 71
6.6.2 Benthos ................................................................................................................................ 71
6.6.3 Fisk ....................................................................................................................................... 72
6.6.4 Sjøfugl og sjøpattedyr .......................................................................................................... 72
Forsøpling ........................................................................................................................................ 72
Estetiske konsekvenser ved mottaksanlegg .................................................................................... 73
Materialer, avfallshåndtering og ressursutnyttelse .......................................................................... 73
Oppsummering av miljømessige konsekvenser .............................................................................. 74
6.10.1 Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer ...................................... 74
6.10.2 Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) ............................ 76
6.10.3 Fjerning av alle rørledninger (2) ........................................................................................... 77
6.10.4 Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3) ................... 78
7
Samfunnsmessige konsekvenser ved disponering av Varg-innretninger og rørledninger ....................... 79
7.1 Fiskeri............................................................................................................................................... 79
7.2 Akvakultur ........................................................................................................................................ 79
7.3 Skipstrafikk ....................................................................................................................................... 80
7.4 Kulturminner ..................................................................................................................................... 80
7.5 Kostnader, sysselsettinger og nasjonale vare- og tjenesteleveranser ............................................ 80
8
Sammenstilling av konsekvenser ............................................................................................................. 82
8.1 Energiforbruk og utslipp til luft.......................................................................................................... 82
8.2 Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer .................................................. 83
8.3 Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) ........................................ 84
8.4 Fjerning av alle rørledninger (2) ....................................................................................................... 85
8.5 Grusdumping av stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledningen (3) ........................ 86
8.6 Anbefalt avviklingsløsning ................................................................................................................ 87
9
Forslag til avbøtende tiltak ........................................................................................................................ 89
10
Referanser ................................................................................................................................................ 91
5
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Forkortelser
AIS
ALARP
ASD
BAT
COP
DMA
EPC
FPSO
IMO
IOP
kN
KU
LUR
LSC
MDA
NINA
NPD
NR
OBM
OD
OED
OSPAR
PAH
PCB
PLEM
PLET
Ptil
RKU
ROV
SVO
THC
TOM
TS
Automatisk identifiseringssystem (Automatic Identification System)
"Så lavt som praktisk mulig" (As Low As Reasonably Practicable)
Arbeids- og sosialdepartementet
Best tilgjengelig teknikk (Best Available Technology)
Cease of production
“Dead-man anchor”
Engineering, procurement and construction
Flyttbare produksjonsinnretning (Floating Production, Storage and Offloading)
Den internasjonale maritime organisasjonen (International Maritime
Organization)
Institute of Petroleum in London
kilonewton
Konsekvensutredning
Lokalt utstyrsrom
Grense for signifikant kontaminering (Limit of significant contamination)
Oppdriftstank til stigerør (Mid Water Arch)
Norsk institutt for naturforskning
Naftalene, fenantren og benzotiofen og deres C1-, C2- og C3 alkylerte
homologer
Naturlig referanse
Oljebasert mud
Oljedirektoratet
Olje- og energidepartementet
Oslo / Paris Convention of the Protection of the Marine Environment of the
North East Atlantic
Polyaromatiske hydrokarboner
Polyklorerte bifenyler
Bunnramme (Pipeline end manifold)
Bunnramme (Pipeline end termination)
Petroleumstilsynet
Regional konsekvensutredning
Fjernstyrt undervannsfartøy (Remotely Operated Vehicle)
Særlig verdifulle områder
Totalt hydrokarbon
Totalt organisk material
Tørrstoff
6
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Forord
Foreliggende konsekvensutredning (KU) er utarbeidet i henhold til petroleumslovens bestemmelser
for avvikling og disponering av innretninger på norsk sokkel. Konsekvensutredningen omhandler
fast innretning og tilhørende infrastruktur på Varg-feltet. Dokumentet presenterer foreslåtte metoder
og de valgte løsninger vil bli basert på resultater fra pågående fjerningsstudier.
Varg-innretningen eies av utvinningstillatelse 038 ved lisenshaverne Talisman Energy Norge As
(TENAS - 65 %), Petoro AS (30 %) og Det norske oljeselskap ASA (5 %).
Varg-feltet er lokalisert i blokk 15/12 i den midtre delen av Nordsjøen ca. 32 km sør for Sleipner Øst
og 221 km sydvest for Utsira i Rogaland. Feltet ble oppdaget og utbygget av Norsk Hydro, og har
tidligere vært operert av både Norsk Hydro og Pertra (fra 2002). I 2005 overtok TENAS Pertra sin
deltakerandel og operatørskap i tillatelsen. Ved utgangen av 2013 hadde Varg produsert 15,5 mill.
Sm3 olje og 2,6 mrd. Sm3 gass. Produksjonen er nå avtagende og basert på oppdatert
produksjonsprognose er forventet avslutningstidspunkt for produksjonen på Varg i 2016.
Konsekvensutredningen er basert på fastsatt utredningsprogram og legges herved frem for offentlig
høring. Eventuelle kommentarer eller innspill til konsekvensutredningen anmodes sendt til TENAS
med kopi til Olje- og energidepartementet. I forståelse med Olje- og energidepartementet er
høringsperioden satt til 12 uker.
Stavanger, 2.12.2014.
7
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Sammendrag
Produksjonen på Varg-feltet er avtakende og rettighetshaverne planlegger avvikling av driften på
feltet. I henhold til norsk regelverk skal det utarbeides en avslutningsplan for et felt 2-5 år før
utvinningstillatelsen utløper eller bruken av en innretning opphører. Basert på produksjonsprognose
og nåværende forventede oljepriser er forventet avslutningstidspunkt for produksjonen på Varg i
tidsrommet 2016 til 2021.
Oljeproduksjonen på Varg-feltet startet i 1998. Varg er nå i halefasen med avtagende
reservoartrykk og økende vannproduksjon. Feltet består av brønnhodeplattformen Varg A og
produksjonsskipet (FPSO) Petrojarl Varg som er forbundet med fleksible rørledninger for
oljeproduksjon, vann- og gassinjeksjon, samt styrings- og kraftkabler. Oljen blir produsert ombord
Petrojarl Varg og losses til skytteltankere. Gassen produsert på feltet, og som hittil er blitt reinjisert i
Varg-reservoaret, eksporteres nå til Storbritannia via en seks kilometer lang rørledning til Rev-feltet,
og derfra gjennom eksisterende Rev-infrastruktur og videre eksport via Armada-feltet som er
lokalisert på britisk sokkel.
Det har blitt boret med både vannbasert og oljebasert borevæske på Varg. Kun vannbasert
borekaks har blitt sluppet ut til sjøen, da utslipp av oljebasert kaks ble forbudt allerede i 1991.
Estimert mengde vannbasert borekaks som er sluppet i perioden 1997-2012 utgjør ca. 10 000 tonn.
Resultater fra miljøovervåkningene /27/ viser at sedimentene rundt Varg A er lite kontaminert med
THC (gjennomsnittsmålinger: 2,3 mg/kg). Generelt observeres de høyeste konsentrasjonene ved
målestasjonene 250 meter fra Varg A-installasjonen. Konsentrasjonene er imidlertid under
grenseverdiene og krever ikke videre undersøkelser. Av målte metallkonsentrasjoner skiller barium
seg noe ut (mellom 26 – 496 mg/kg). Det bør nevnes at for den grunne subregionen, som Varg A er
en del av, varierer barium konsentrasjonene mellom 26 – 936 mg/kg. Høye barium verdier stammer
i hovedsak fra bruken av baritt (BaSO4) som vektstoff i ulike typer boreslam. Barium kan potensielt
akkumulere i akvatiske organismer, men metallet forventes å bli værende i den opprinnelige formen
(fra kilden baritt, BaSO4) eller danne andre uløselige salter som har begrenset biologisk
tilgjengelighet, og utgjør derfor ikke en vesentlig miljørisiko.
Det er vurdert ulike disponeringsløsninger for Varg A i henhold til bestemmelsene i
Petroleumsloven. Hvis det ikke identifiseres noen gjenbruksløsninger, planlegges innretningen å bli
fjernet og tatt inn til land for opphogging, deponering og gjenvinning av materialene. Metode for
fjerning av overbygning og understellet er ikke endelig klarlagt og vil først bli klart etter
anbudsrunde. Den anbefalte avviklingsløsningen er planlagt utført som én kampanje, som
«reversert installasjon» ved bruk av tungløftefartøy. Alle havbunnssystemer som ankere og PLET
planlegges med full fjerning og transport til land for endelig disponering. Ankere tilknyttet FPSO
Petrojarl Varg fjernes når FPSO forlater feltet. Rengjorte rørledninger som er nedgravd eller
grusdumpet vil i henhold til vanlig praksis bli etterlatt in situ.
Varg A-installasjonen vil håndteres i henhold til gjeldene norske krav og regelverk. Store deler av
innretningen består av stål og kan hogges opp og smeltes om. Farlig avfall vil så langt det lar seg
8
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
gjøre håndteres og fjernes før opphoggingen starter. Materialer som ikke kan gjenbrukes vil
gjenvinnes og restavfall vil disponeres i henhold til normal avfallspraksis.
Figur 1 viser konsekvensmatrisen for anbefalt disponeringsløsning, hvor Varg A,
havbunnsstrukturer og andre hjelpesystmer planlegges fjernet.
Figur 1. Konsekvensmatrise for anbefalt disponeringsløsning for avvikling og disponering av Varg A,
havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer (fjerning)
Som det fremgår av figuren vurderes det «liten negativ» konsekvens på havbunn i forbindelse med
fjerning av installasjonen og de ulike havbunnststrukturene. Effekten er imidlertid forbigående og
knyttet til anleggsfasen. For avfallshåndtering og ressursutnyttelse, fiskeri og skipstrafikk er
konsekvensene for fjerning av overbygning og understell vurdert til å være «liten positiv». Varginstallasjonene består av 96-98 % gjenvinnbart metall og gjenvinning av metaller vil være positivt
både for sysselsetting og ressursbruk. For fiskeri og skipsfart er konsekvensene positive pga.
frigjøring av areal som har vært bundet opp under produksjonen. Varg-feltet ligger ikke i de mest
fiskeintensive områdene. Resultatene fra satellitt sporingene viser at intensiteten rundt innretningen
varierer noe fra år til år.
For rørledningene tilknyttet Varg-feltet er følgende alternativer vurdert:
1. Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ (anbefalt
løsning)
2. Fjerning av alle rørledninger
3. Grusdumpe stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ
Stigerørsystemet mellom Varg A og Petrojarl Varg, inkludert de fire linjene og kontrollkabel, er lagt
direkte på sjøbunnen og full fjerning ansees som den beste løsningen. Når det gjelder den
grusdumpete gasseksportrørledningen til Rev så er det ikke identifisert gjenbruksmuligheter og på
9
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
bakgrunn av konsekvensvurderingene og tekniskvurdering er etterlatelse in situ vurdert som den
beste løsningen. FPSO Petrojarl Varg kobles fra stigerør og forlater feltet kort tid etter nedstenging
av produksjonen.
Figur 2 viser konsekvensmatrisen for anbefalt disponeringsløsning for avvikling og disponering av
rørledninger tilknyttet Varg-feltet, herunder fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av
gasseksportrørledning.
Figur 2. Konsekvensmatrise for anbefalt disponeringsløsning for rørledninger, herunder fjerning av
stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledningen (alternativ 1)
Totalt sett vurderes fjerning av stigerørsystemet som den beste disponeringsløsningen, blant annet
med tanke på teknisk gjennomførbarhet, kostnader og miljøet. Selve fjerningsoperasjonen vil dog
medføre en liten negativ effekt på havbunnen, i form av oppvirvling av sand og mudder. Virkningen
vil imidlertid være tidsbegrenset og man antar at restitusjonstiden vil være begrenset til få år.
Påvirkning på utslipp, biota, spredning av forurensning og estetiske konsekvenser på
mottaksanlegg vil på bakgrunn av omfang og begrensning i tid være ubetydelig eller liten. For
avfallshåndtering og ressursutnyttelse, samt fiskeri vil konsekvensene knyttet til fjerning av
stigerørsystemet være liten positiv. For fiskeri har dette sammenheng med at beslaglagt areal frigis.
Gjenvinning av metaller vil utgjøre en positiv konsekvens for ressursbruk og sysselsetting.
For gasseksportrørledningen er etterlatelse vurdert som mindre teknisk utfordrende og utgjør derav
en mindre sikkerhetsmessig risiko sammenlignet med helhetlig fjerning (alternativ 2). Videre er
totale utslipp til både luft og marint miljø lavere ved etterlatelse på havbunnen. I tillegg vil det være
relativt store kostnader forbundet med å fjerne den 5,6 km lange grusdumpete
gasseksportledningen sammenlignet med etterlatelse. For avfallshåndtering og ressursutnyttelse,
samt fiskeri vil konsekvensene knyttet til etterlatelse av gasseksportrørledningen være liten negativ.
10
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Videre fremheves det at gasseksportrørledningen er forsvarlig tildekket og vil i henhold til vanlig
praksis på sokkelen normalt kunne disponeres på stedet. I tillegg er det for tiden lav trålingsaktivitet
i det berørte område. For å forhindre fasthekting av fiskeredskaper vil eksponerte rørseksjoner
steindumpes, eventuelt kuttes av og tas til land for sluttdisponering. Etter endt arbeid vil en
inspeksjon bli foretatt for å sikre at rørledningen er forsvarlig grusdumpet og at den ikke anses å
kunne medføre framtidige ulemper for fisket. Således forventes det ikke at etterlatelse av disse
rørledningene vil føre til negative konsekvenser for fiskeri. I henhold til St. meld. 47 (1999-2000)
anses hensynet til fisket å være ivaretatt dersom rørledningene eller kablene er eller blir forsvarlig
tildekket eller nedgravd /5/.
Konsekvenser knyttet til energiforbruk og utslipp til luft er vanskelig å kvantifiseres og således ikke
illustrert i figurene. Det totale CO2-utslippet ved fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre
hjelpesystemer er estimert til å ligge i størrelsesorden 13 000 tonn. Ved fjerning av
stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledningen er CO2-utslippet vurdert til å ligge på
omtrent 4 500 tonn. Likeledes er energiforbruket knyttet til avviklingsaktivitetene vurdert til å være
henholdsvis omkring 160 000 GJ og 57 000 GJ.
11
Konsekvensutredning
Tittel:
Nr.:
Ver.:
Dato:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
1
Innledning
1.1
Eierstruktur
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Varg-feltet ligger i utvinningstillatelse 038 i blokk 15/12 i Nordsjøen. Operatør er Talisman Energy
Norge AS (TENAS).
Rettighetshaverne, adressert som Varg-gruppen heretter, og deres andeler er angitt i Tabell 1.
Tabell 1. Lisenshavere og andeler for 038
Rettighetshavere
Andel (%)
Talisman Energy Norge AS
Petoro AS
Det norske oljeselskap ASA
65
30
5
Utvinningstillatelse 038:
 Tillatelsen ble tildelt i april 1974 med varighet fram til april 2021.
Innretningens levetid:
Opprinnelig designlevetid for Varg-installasjonen og tilhørende rørledninger ble gitt fra 1998 til
2013. TENAS fikk i 2010 innvilget forlenget levetid for feltdriften fra Petroleumstilsynet. Forlenget
levetid for innretningen, inkludert brønnhodeinnretningen, stigerør, rørledninger og
undervannssystem som knytter Varg A til Petrojarl er gitt til 2021.
1.2
Beskrivelse av Varg-feltet
Lisens 038 for Varg-feltet ble tildelt i 1974 og oljefeltet ble funnet i 1984 ved brønn 15/12-4 i den
sørlige del av blokk 15/12. Plan for utbygging og drift av Varg ble godkjent i mai 1996 og
produksjonen startet i desember 1998. Innretningen ble designet for 15 år med produksjon. TENAS
overtok operatørstatusen i 2005.
Varg er lokalisert i den midtre delen av Nordsjøen med en beliggenhet 32 km sør for Sleipner Øst
og 221 km sydvest for Utsira i Rogaland (se Figur 3 ). Havdybden på Varg-feltet er 84 meter og
havbunnen består primært av sand (98 %), mens den resterende mengden består av silt, leire og
grus. Feltet består av brønnhodeplattformen Varg A og produksjonsskipet (FPSO) Petrojarl Varg.
Brønnhodeplattformen, som normalt er ubemannet, mottar og samler brønnstrømmene fra feltet før
det sendes videre til Petrojarl Varg for prosessering. Produsert vann renses i hydrosykloner før det
slippes ut på feltet under vannoverflaten. Tidligere ble gassen sendt tilbake til Varg A hvor den ble
injisert ned i reservoaret. Nå (fra Q1 2014) eksporteres den reinjiserte gassen til Storbritannia.
Dette gjennomføres ved at gass eksporteres via en seks kilometer lang rørledning til Rev-feltet, og
12
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
derfra gjennom eksisterende Rev-infrastruktur og videre eksport via Armada-feltet som er lokalisert
på britisk sokkel.
Figur 3. Lokalisering av Varg-feltet i Nordsjøen
13
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
1.2.1
Overbygning
Varg-innretningen består et overbygg som er understøttet av et stålunderstell (se henholdsvis Figur
4 og Figur 5). Overbygget består av blant annet kran, lokalt utstyrsrom (LUR), helideck, livbåt og
tilfluktsrom. Overbygget utgjør en modul med en vekt på 878 tonn /1/, installert som et løft.
Figur 4. Overbygningen tilhørende Varg-innretningen
1.2.2
Understell
Stålunderstellet er designet og installert som en hel enhet. Understellet består av en sentral søyle
(monotower), med en diamant på 8 meter i øvre delen og 11 meter i den nedre delen av strukturen
(se Figur 5). Søylen er støttet av fire par diagonale stag som er plassert nederst i to nivåer.
Stålunderstellet er 106 meter høyt og har en vekt på ca. 3 600 tonn (se Tabell 2). I tillegg er det blitt
utført en operasjon for stabilisering av Varg A som innebærer ytterligere tilsetning av sement
(grout) i området mellom pælene og havbunnen som gir ytterligere 220 tonn på den totale vekten.
Strukturen er fundamentert med fire vertikale pæler, en i hvert hjørne, som er festet til havbunnen.
Tre av pælene er 76 meter, mens den siste pælen er 80 meter. Pælene er støpt fast i havbunnen
og har en penetrasjon ned i havbunnen på henholdsvis 54 og 56 meter. Innretningen er koblet til en
pre-installert sjøbunnsramme som har en vekt på 50 tonn (se Tabell 2).
14
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 5. Understellet tilhørende Varg-innretningen
Tabell 2. Vekt på understellet og ankere /1/
Modul
Vekt (tonn)
Stålunderstell (monotower)
Sjøbunnsramme
Pælefester
3 611
50
Antatt inkludert i vekten for monotower
3 stk på 76 m: 361 tonn per pæl
1 stk på 80 m: 375 tonn
1 110,5
Pæler
Ankere (17 stk)*
*: Inkluderer: "Mid Water Arch Buoyancy Tank", "MWA Gravity Anchor", 9x "Gravity Anchor weight", "Holdback Anchor"
og 5x "Holdback Anchor weights". Inkluderer ikke ankere tilknyttet Petrojarl Varg.
I tillegg til vekt oppgitt i Tabell 2, er det forventet marin vekst som vil kunne øke vekten på
installasjonen, se Figur 6. Ut fra NORSOK standard N-003 E2 er egenvekten til marin vekst antatt å
være 13 kN/m3 /2/. Standarden tar utgangspunkt i at fra havoverflaten og til 2 m dyp er det ikke
påvekst på grunn av bølgepåvirkning. Fra 2 til 40 m estimeres det 10 cm tykt lag med påvekst, og
dypere enn 40 m, 5 cm påvekst /2/. Ut fra dette og med hensyn til estimert areal på
undervannsdelen på Varg-innretningen er marin vekst vurdert å utgjøre ca. 580 tonn (våtvekt) +/10%.
15
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 6. Marin vekst på understellet. Fra venstre conductor (82m og 70m) og pælefeste (82 m)
1.2.3
Petrojarl Varg
Produksjonsskipet er siden 2009 eid av Teekay Offshore Partners, som i dag utfører alle
driftstjenester på Varg-feltet, på oppdrag fra TENAS.Produksjonsskipet (FPSO) Petrojarl Varg er
forankret 1 200 meter fra brønnhodeplattformen. Forankringssystemet består av 10 ankerliner med
en totalvekt på 840 tonn. Hvert anker er 32 meter langt og 1,5 meter bredt. Den produserte oljen
losses fra Petrojarl Varg og over til skytteltankere via et lossesystem. Skipet har
produksjonskapasitet på 57 000 fat olje og et integrert oljelager med en lagringskapasitet på 470
000 fat olje.
Figur 7. Produksjonsskipet Petrojarl Varg
1.2.4
Stigerørsystem
Varg A og Petrojarl Varg er forbundet med fleksible rørledninger for oljeproduksjon, vann- og
gassinjeksjon, samt styrings- og kraftkabler, se Tabell 3 for detaljer.
Tabell 3. Stigerørsystemet
Rørsystemet
Produksjonslinje
Vanninjeksjonslinje
Produksjon / testlinje
Gassinjeksjonslinje
Kontrollkabel / navlestreng
Diameter
10"
8"
6"
5"
-
Lengde
(meter)
1 408
1 472
1 439
1 448
1 434
16
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Produksjonslinjen er delt i tre deler, mens de resterende flowlinjer er delt i to. Delene er koblet
sammen med «greylock klammer». Stigerørsystemet består av en statisk del og en dynamisk del.
Den dynamiske delen av systemet kan anses som delt i to, en del plassert mot Varg A og en del
plassert mot Petrojarl Varg, som er bundet sammen av den statiske delen. En oversikt over det
opprinnelige stigerørsystemet er gitt i Figur 8.
Figur 8. Oversikt over stigerørsystemet fra Varg A til Petrojarl Varg
De fleksible linjene av systemet er trukket inn i søylen (monotower) via J-tubes, hvor systemet går
over til den statiske delen av stigerørene. På sjøbunnen er systemet holdt statisk og ankret til
sjøbunnen i overgangen til den dynamiske delen. Mot Petrojarl Varg er den andre delen av det
dynamiske systemet holdt på plass av et stigerør support system som består av en "mid water
arch" (MWA) oppdriftstank, to kjettinger for oppankring og et anker.
Stigerørsystemet, inkludert de fire linjene og kontrollkabel med en total vekt på ca. 890 tonn, er lagt
direkte på sjøbunnen og det er derfor ingen overdekning av stigerørsystemet mellom Varg A og
Petrojarl Varg.
1.2.5
Varg-gasseksportsystem (VGE)
Nylig iverksatt tiltak for å forlenge levetiden til Varg-feltet inkluderer eksport av reinjisert gass i
Varg-reservoaret til Storbritannia via eksisterende Rev-infrastruktur. Det nye gasseksportsystemet
startet i Q1 (januar) 2014 og følgende enheter knyttes dermed også til Varg-feltet:
17
Konsekvensutredning
Tittel:






Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Gasseksport PLET (pipeline end termination) – 11 tonn (6,8 meter lang, 3,1 meter bred og 3,6
meter høy)
Floating Arch
DMA’s (“dead-man anchor”) (2 stk)
4" kontrollkabel (umbilical) mellom Varg A og PLET – 1 711 meter
6" fleksibelt stigerør (riser) – 304 meter
6" gasseksportlinjen til Rev – 5 600 meter (grusdumpet)
En oversikt over det nye gasseksportsystemet er vist i Figur 9.
Figur 9. Oversikt over det nye Varg gasseksportsystemet
1.2.6
Produksjonsprofil
Reservoaret på Varg-feltet ligger på 2 700 meter dyp og består av sandstein som er av senjura
alder. Reservoarstrukturen er segmentert og omfatter flere isolerte delstrukturer med varierende
egenskaper. Varg er nå i halefasen med reduserende reservoartrykk og økende vannproduksjon.
Utvinningen på feltet skjer ved injeksjon av vann og gass i reservoaret via fire injeksjonsbrønner for
å vedlikeholde trykket. Fra og med Q1 i 2014 startet eksport av den reinjisert gassen til
Storbritannia.
18
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 10 viser produksjonen per år fra 1998 og frem 2014 (januar til juni). Produksjonsprofilen viser
at Varg nådde produksjonstoppen i 1999, og har avtatt siden med varierende produksjon. På
nåværende tidspunkt har Varg totalt produsert omkring 16 millioner Sm3 olje.
En avslutningsplan for Varg ble godkjent i 2001, med plan om å produsere fram til sommeren 2002.
Nye funn, i kombinasjon med boring av nye produksjonsbrønner og bruk av ny teknologi har ført til
økt reservegrunnlag og forlenget levetid for feltet. Det er gitt samtykke til bruk av Varginstallasjonen til 2021. Det planlegges flere tiltak for å sikre forlenget økonomisk levetid for feltet.
Med dagens planer er det forventet at Varg vil stenges ned tidligst 2016. Det jobbes med nye
muligheter slik at levetiden for feltet kan forlenges. Muligheter for tilknytning til andre felt samt
boring av nye brønner er kontinuerlig under vurdering og kan potensielt påvirke tidsrammen for
nedstengning slik at denne kan utsettes.
Figur 10. Produksjonsmengder fra Varg
19
Konsekvensutredning
Tittel:
1.3
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Konsekvensutrednings målsetting og omfang
Rettighetshaverne til Varg planlegger for avvikling av driften på feltet. I henhold til
petroleumslovens § 5-1 skal en avslutningsplan, bestående av en konsekvensutredning (KU) og
en disponeringsdel, legges frem for departementet 2-5 år før bruken av Varg antas å endelig
opphøre.
Utredningsprogrammet for avslutning av Varg ble godkjent av Olje- og energidepartementet (OED)
den 21.10.2014.


Formålet med disponeringsdelen er å drøfte alternative disponeringsløsninger, samt å
fremskaffe tilfredsstillende underlag for konsekvensutredning for disse alternativene.
Formålet med denne KU er å:
 Sikre at forhold knyttet til miljø, naturressurser, fiskeriene og samfunnet for øvrig, blir
inkludert i arbeidet på linje med tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige forhold
 Belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den eksterne
beslutningsprosessen, samt å sikre offentligheten informasjon om prosjektet
 Tilrettelegge for en åpen og medvirkende prosess, herunder å gi ulike aktører anledning til å
utrykke sin mening, samt å påvirke utformingen av prosjektet.
Denne KU relatert til avvikling og disponering av Varg-innretningen belyser ulike
disponeringsløsninger og relevante problemstillinger. Godtatt utredningsprogram for KU utgjør
grunnlaget som KU er basert på. Innkomne høringsuttalelser til utredningsprogrammet og
operatørens tilhørende kommentarer er kort oppsummert. KU vil tilstrebe å besvare de spørsmål
som høringsuttalelsene bringer opp.
1.4
Regelverk og krav
Varg-feltet er lokalisert på norsk kontinentalsokkel og må derav følge norsk regelverk i tillegg til
internasjonale avtaler og konvensjoner hva angår avvikling av driften på feltet.
De prinsipielle betingelsene for avvikling og fjerning av utrangerte offshore-installasjoner følger av
internasjonale avtaler og konvensjoner. De viktigste av disse er i norsk sammenheng OSPAR
(Oslo/Paris convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic)
konvensjonen (beslutning 98/3) /3/ og IMOs (International Maritime Organization) retningslinjer
(1989) /4/. Disse setter krav til henholdsvis hva som må fjernes og krav til fri overseiling ved
eventuell delvis fjerning av innretninger.
OSPAR-beslutning 98/3 krever at overbygninger skal fjernes og at stålunderstell med en vekt under
10 000 tonn skal fjernes i sin helhet. IMOs retningslinjer krever generelt en fri overseiling på 55 m
samt krav til merking av etterlatte innretninger som stikker over havoverflaten. Kravene i avtalene
er implementert i norsk regelverk.
20
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Stortingsmelding 47 (1999-2000) /5/ omhandler disponering av utrangerte rørledninger og kabler.
Disponering av rørledninger og kabler kan i henhold til stortingsmeldingen inkludere videre bruk i
petroleumsvirksomheten, annen bruk, hel eller delvis fjerning eller etterlatelse. I hovedsak skal valg
av disponeringsløsning vurderes ut fra sikkerhet, hensynet til beskyttelse av miljøet og annen bruk
av havet, sammenholdt med kostnadene, med sikte på å finne den samfunnsøkonomiske beste
disponeringsløsningen.
Petroleumsloven inneholder bestemmelser om KU som en del av beslutningsgrunnlaget ved bl.a.
avslutning av virksomheten. Kravet om avslutningsplan er hjemlet i petroleumslovens § 5-1 og skal
bestå av en disponeringsdel og en KU. Kravet om KU er hjemlet i petroleumslovens § 4-2 og
forskrift til lov om petroleumsvirksomhet § 43. Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet § 44 sier
hva disponeringsdelen skal inneholde og § 45 sier hva KU skal inneholde. Loven og tilhørende
forskrifter pålegger rettighetshaver å redegjøre for virkninger som tiltaket kan ha for miljø,
naturressurser, fiskeriene og samfunnet for øvrig. Mulige utslippsreduserende og ulempeavbøtende
tiltak skal redegjøres for, som en del av dette arbeidet.
KU-prosessen settes formelt i gang ved at rettighetshaverne legger frem et forslag til
utredningsprogram for offentlig høring. Kommentarer til forslaget sendes operatøren (med kopi til
Olje og energidepartementet), hvor innspillene vurderes og oversendes til Olje- og
energidepartementet. Olje- og energidepartementet fastsetter utredningsprogrammet ut fra dette
fremlagte forslaget, høringsuttalelser og eventuelle kommentarer til disse fra operatør /
rettighetshavere. Utredningsprogrammet legges til grunn for den KU som blir gjennomført av
rettighetshaverne.
Utarbeidet KU sendes på egen offentlig høring, og kommentarene vil utgjøre en del av
myndighetenes behandling av avslutningsplanen.
Avslutningsplanen bestående av disponeringsdel og godkjent KU sendes Olje- og
energidepartementet og Arbeids- og inkluderingsdepartementet med kopi til Petroleumstilsynet og
Oljedirektoratet. Avhengig av prosjektets kostnadsramme vil avslutningsplanen behandles i
regjeringen eller Stortinget. I 2010 er grensen for Stortingsbehandling (for utbyggingsprosjekter) på
10 mrd. NOK.
Prosessen for KU og avviklingsplan er skissert i Figur 11.
21
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 11. Konsekvensutredningsprosess fra forslag til utredningsprogram til beslutning i regjering
eller storting
1.5
Tidsplan for KU-prosess og myndighetsbehandling
Det formelle myndighetskravet tilsier at en avslutningsplan normalt skal legges frem 2-5 år før
endelig bruk av innretningen opphører, og for Varg betyr dette endelig opphør av produksjonen.
Det planlegges med endelig opphør av produksjonen fra Varg tidligst i 2016. Tentativ tidsplan for
KU og myndighetsprosessen frem mot godkjenning av avslutningsplan er som skissert i Tabell 4.
Tabell 4. Tidsplan for KU-prosess og myndighetsbehandling
Aktivitet
Høring av forslag til program for
konsekvensutredning
Fastsettelse av utredningsprogrammet
Utarbeidelse av konsekvensutredning
Innsending av konsekvensutredning (del II
avslutningsplan)
Høring av konsekvensutredning
Oppsummere kommentarer til
konsekvensutredningen
Levering av disponeringsdel (del I
avslutningsplan)
Godkjenning av avslutningsplan
Tidsplan (tentativ)
12 uker fra januar 2014 (12 uker)
Q4 2014
Q1 – Q3 2014
Q3 2014
Q4 2014 (12 uker)
Q1 2015
2015
2015 – 2016
22
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
2
Planer for avvikling og disponering for innretning og
rørledninger
2.1
Forberedelser til avvikling
I forkant av fjerningsoperasjonen vil det bli utført en karlegging av farlige materialer. Det fremheves
her at deler av kartleggingen ikke kan la seg gjennomføres da det fortsatt er produksjon på
plattformen. Den resterende kartleggingen vil bli utført før start av opphogging. Imidlertid er NORM
blitt identifisert på Varg A og vil bli fjernet eller sikret før FPSO’en forlater feltet. En del av
kartleggingen vil være en tiltaksplan som skal sikre at farlig materialer ikke kan falle i sjøen. Farlige
materialer vil sikres, og sendes til land for forskriftsmessig behandling.
Før fjerning av hele Varg-innretningen igangsettes vil sjøbunnen bli kartlagt og eventuelt skrot
fjernes.
2.1.1
Nedstengning av produksjon og plugging av brønner
Nedstengningen av produksjonen er planlagt gjennomført i to faser. Den første fasen vil ha en
varighet på ca. 5 måneder. Arbeidet går ut på å plugge brønnene permanent ved å pumpe sement
ned i formasjonen. Den andre fasen igangsettes når en oppjekkbar borerigg ankommer feltet,
foreløpig planlagt til 1 til 3 år etter den første fasen. Da vil lederørene bli kuttet og fjernet 2-5 meter
under havbunnen. Varigheten av denne fasen er planlagt til ca. 8 mnd.
2.1.2
Varg A platform
Etter opphør av produksjonen vil prosessanlegg tømmes for hydrokarboner og rengjøres.
Vaskevann vil pumpes over til FPSO’en eller lagres i tanker og sendes til land. Vann som slippes ut
i forbindelse med rengjøringsoperasjonene vil i forkant renses i henhold til utslippstillatelsen.
2.1.3
FPSO Petrojarl Varg
FPSO’en sin oppgave er å prosessere produksjonen fra Varg A plattformen. Planen er at etter
opphør av produksjonen vil båten bli rengjort og klargjort for å kunne forlate feltet. FPSO’en er
planlagt gjenbrukt. Kartlegging av farlige materialer på båten er derfor ikke inkludert i
konsekvensutredningen for nedstenging av Varg-feltet.
Ankere og ankerkjettinger vil bli lagt ned på havbunnen før FPSO’en forlater feltet og vil være
vurdert som en del av havbunnstrukturene. Stigerørene blir firt ned på havbunnen, og behandles
som en del av rørledningssystemet.
23
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
2.1.4
Rørledningssystemet
Rørledningssystemet til Varg-feltet består av 7 linjer.
 2 Produksjonslinjer (produksjon og test)
Varg A- FPSO
 Vanninjeksjonslinje
Varg A- FPSO
 Gassinjeksjonslinje
Varg A- FPSO
 Navlestreng mellom FPSO og Varg A
Varg A- FPSO
 6" gasseksportlinjen (5,6 km)
FPSO- Rev - Armada
 Navlestreng (styring av PLET ventil)
Varg A- PLET
Rørledningssystemet bli tilstrekkelig rengjort i henhold til ALARP-prinsippet.
Produksjonslinjene og gassinjeksjonslinjen mellom FPSO’en og Varg A er planlagt rengjort ved at
sjøvann spyles gjennom hele rørstrekket. Hvis nødvendig, vil en også bruke kjemikalier og pigging.
Spylevannet med restolje fra rengjøringsoperasjonen vil bli prosessert i FPSO’en sitt
prosessanlegg. Rørene etterlates fylt med vann, og med åpne ender.
Gasseksportrørledning til Rev blir rengjort ved at vann spyles gjennom hele rørstrekket helt til
Armada plattformen. Spylevannet med restolje vil bli prosessert i Armadas prosessanlegg. Det
forventes lite avleiringer i gasseksportrørledningen og at mesteparten av fjernet belegg vil stamme
fra Rev produksjon.
Navlestrengene vil bli spylt med sjøvann.
Linjene som blir etterlatt vil fylles med sjøvann.
Eventuelle utslipp i forbindelse med rengjøring av rørledningene vil være underlagt en
utslippstillatelse fra Miljødirektoratet og er ikke favnet av foreliggende konsekvensutredning.
2.1.5
Havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
Varg-feltet har en hoved havbunnstruktur, en PLET. Denne er en del av gasseksportlinjen og vil bli
rengjort som en del av rengjøringen av rørledningssystemet. Andre hjelpesystemer som ankere,
oppdriftselementer og sementmatter vil bli fjernet sammen med havbunnsstrukturene. Strukturene
vil bli sendt til land for resirkulering. Imidlertid, hvis det viser seg at enkelte strukturer er i en slik
tilstand at fjerning vil være for teknisk krevende og medføre for høy personrisiko, kan etterlatelse bli
vurdert. Rettighetshaverne ser ikke salg som et reelt alternativ.
2.2
Alternativer vurdert
I henhold til Petroleumslovens bestemmelser for planlegging av avvikling og disponering av
offshore innretninger skal eierne vurdere muligheten for videre bruk innen petroleumsvirksomhet,
annen bruk på stedet, eller fjerning. Varg-installasjonen må i henhold til OSPAR beslutningen 98/3
/3/ fjernes dersom det ikke identifiseres gjenbruksløsninger på stedet.
24
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Disponering av rørledninger og kabler kan i henhold til Stortingsmelding 47 /5/ inkludere videre bruk
i petroleumsvirksomheten, annen bruk, hel eller delvis fjerning eller etterlatelse. Vurdering av
disponeringsløsningen skal baseres på miljøhensyn og annen bruk av havet i henhold til kostnader
og samfunnsøkonomi. Dessuten må sikkerhetsrisikoen til personell som skal utføre
fjerningsarbeidet tas med i beregningen, noe som vil bli videre drøftet i disponeringsdelen av
avslutningsplanen.
En komparativ analyse av ulike fjerningsalternativer er gjennomført for de ulike løsningene basert
på kriterier som HSE, miljø, kostnad, reguleringer, sosiale forhold og teknisk gjennomførbarhet /6/.
Alternative avviklingsløsninger som er vurdert for Varg-innretningen er kort beskrevet i de følgende
avsnittene. Vurderingen av de relevante alternativene presenteres fra avsnitt 6 og utover.
2.2.1
Varg A plattformen
2.2.1.1
Gjenbruk eller salg av hele Varg A
Opprinnelig designlevetid for Varg-installasjonen og tilhørende rørledninger ble gitt fra 1998 til
2013. I 2010 fikk TENAS innvilget forlenget levetid for feltdriften fra Petroleumstilsynet. Forlenget
levetid for innretningen, inkludert brønnhodeinnretningen, stigerør, rørledninger og
undervannssystem som knytter Varg til FPSO’en er gitt til 2021.
Rettighetshaverne anser salg og gjenbruk som en potensiell mulighet for å oppnå målsetning om
gjenbruk og reduksjon av kostnader. Allerede er et mulig salg til Talisman Malaysia er blitt vurdert.
Dette lot seg ikke gjennomføres da Varg A ikke kunne bli levert innen kjøperens tidsplan.
Det er på nåværende tidspunkt ikke identifisert flere gjenbruks eller salgs muligheter for Varginstallasjonen. TENAS er dog i dialog med megler for å opprettholde muligheten for salg og
gjenbruk av Varg-installasjonen.
2.2.1.2
Fjerning
Dersom salg eller gjenbruksløsninger ikke identifiseres, vil Varg A plattformen fjernes ved hjelp av
et egnet kranfartøy. Dette innebærer at overbygningen kuttes, løftes og fjernes fra understellet i et
løft. Deretter vil understellet kuttes og tilslutt vil brønnrammen fjernes. Alle enhetene fraktes
deretter til et egnet mottaksanlegg, illustrert i Figur 12 (fra installering av Varg A).
Målet er først og fremst å kunne gjenbruke utstyr eller moduler som finnes på plattformen.
Muligheter for videre bruk er i hovedsak vurdert ut i fra alder og den tekniske tilstanden til utstyret,
sammenholdt med kostnader og ressurser. Normal praksis vil innebære at utstyr eller moduler som
kan være aktuelle for gjenbruk lagres på mottaksanlegget i en viss periode. Dersom det innen en
slik periode ikke identifiseres gjenbruksmuligheter vil modulene hogges eller gjenvinnes. Eventuelt
farlig avfall fjernes i forkant av opphoggingen.
Hovedsakelig vil marin begroing følge med innretningen til land og fjernes fra strukturene på
mottaksanlegget. Begroingen vil bli levert til godkjent mottak. Noe begroing vil eventuelt fjernes
eller bli skrapt av under arbeidet med kutting og løft, men dette vil være begrensede mengder.
25
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 12. Varg innaskjærs løft før installasjon
2.2.2
Rørsystem
For rørsystemene tilknyttet Varg-feltet vurderes følgende alternativer:
1. Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ (base case)
2. Fjerning av alle rørledninger
3. Grusdumpe stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ
Det er planlagt utført en studie som skal belyse disse alternativene og foreslå endelig
avviklingsmetode.
2.2.2.1
Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1)
Stigerørsystemet mellom Varg A og FPSO’en, inkludert de fire linjene og kontrollkabel, er lagt
direkte på sjøbunnen (se avsnitt 1.2.4). Dette gjelder også for hydraulikk rørledningen som
kontrollerer ventilen på PLET fra Varg A og stigerøret fra PLET til FPSO’en. Fjerningen av disse
utføres ved at et egnet skip heiser rørledningene opp på dekk for å så kveile de inn på en spole. Da
lengdene på hver av ledningene er på rundt 1,5 km bør en kunne unngå kutting til mindre
rørlengder. Imidlertid må en forvente at rørene blir kuttet i Varg A enden, da det å trekke ut
stigerørene gjennom J-tube rørene på Varg A ansees som svært vanskelig. Til tross for rengjøring,
må en her forvente begrenset utslipp fra åpent rør.
26
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Dette alternativet innebærer etterlatelse av den nedgravde 6" gasseksportrørledning in-situ. Før en
eventuell etterlatelse vil rørledningen bli tilstrekkelig rengjort, se avsnitt 2.1.3.
2.2.2.2
Fjerning av alle rørledninger
I forkant av en eventuell fjerningsoperasjon av den grusdumpete gasseksportrørledningen vil
rørledningen blottlegges ved hjelp av f.eks. mudringsteknikk installert på en undervanns
gravemaskin. Selve fjerningen av rørledningen fra havbunnen blir trolig reversert kveiling i
oppkuttede lengder på dekk til et egnet fartøy.
Beskrivelsen gitt for fjerning av stigerørsystemet i avsnitt 2.2.2.1 er også gjeldende her.
2.2.2.3
Gusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3)
For å kunne etterlate stigerørsystemet på en god måte må en enten grusdumpe eller grave ned
rørene vannfylt med åpne ender. Da rørledningene er relativt spredd er nedgraving et dyrt og
komplisert alternativ som medfører unødvendig mye forstyrrelse på havbunnen. På bakgrunn av
dette ansees grusdumping av rørledningene som det mest naturlige alternativet.
Beskrivelsen gitt for etterlatelse av gasseksportrøredningen i avsnitt 2.2.2.1 er også gjeldende her.
2.3
Anbefalt avviklingsløsning (base case)
Anbefalt avviklingsløsning (base case) er basert på forstudier (inkludert komparativ analyse av ulike
alternativer) /6/ og bransje løsninger. Det vil også bli utført flere studier som vil ta for seg de
forskjellige alternativene. Den endelige disponeringsløsningen vil bli basert på metode studier.
2.3.1
Varg A plattformen
Eierne vurderer salg av innretningen som mindre sannsynlig og derfor anbefaler de at Varg A skal
fjernes med egnet løftefartøy. Samlet vekt ved fjerning av understellet er beregnet til ca. 5 200 tonn
og inkluderer monotower, sjøbunnsramme, pælefester og pæler (se avsnitt 1.2.1 og 1.2.2). Pælene
vil bli kuttet ca. 1 meter under havbunnsnivå. Gropene rundt pælene vil over tid fylles naturlig igjen
av sedimenter, og etterfylles med stein om nødvendig.
Videre tas installasjonen til land for opphogging med påfølgende gjenbruk, gjenvinning og
forskriftsmessig disponering av materialene.
2.3.2
Petrojarl Varg
Mellom en til to måneder etter nedstengning av produksjonen forlater FPSO’en feltet (se Tabell 6).
Etter nedstengning av produksjonen (cease of production (COP)) etterlates dermed
brønnhodeplattformen Varg A alene i 1-3 år med begrenset vedlikehold frem til selve
fjerningsprosessen igangsettes.
27
Konsekvensutredning
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Tittel:
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
2.3.3
Havbunnsstrukturer og andre hjelpe systemer
Havbunnstrukturen, PLET, som ble installert sammen med gass eksportrøret er planlagt fjernet.
Annet utstyr som oppdriftstanker, ankere, betongmatter, stigerør hjelpeutstyr, stropper og kabler vil
også bli fjernet og forskriftsmessig disponert. Forutsetningene er at enhetene lar seg fjerne på en
sikker måte. Det kan oppstå utfordringer dersom noe utstyr som ankere og sementmatter er for
skjøre til å kunne fjernes. I så fall vil en kunne vurdere etterlatelse som en tryggere og bedre
løsning.
2.3.4
Rørsystemer
Alle ikke overdekte rør er planlagt fjernet. Dette innebærer at både den statiske og dynamiske
delen av det opprinnelige stigerørsystemet (se avsnitt 1.2.4 for detaljer knyttet til stigerørsystemet)
planlegges med full fjerning og transport til land for endelig disponering. Figur 13 gir en indikasjon
på den generelle tilstanden av stigerørsystemet og tilhørende havbunnsstrukturer. Dette gjelder
også stigerørsystemet til gasseksportrørsystemet og navlestrengen som styrer ventilen på PLET fra
Varg A.
Under selve avviklingsarbeidet vil rørene kveiles opp på egnet fartøy. Alternativt kan rørene kuttes
opp i mindre seksjoner på dekk av støttefartøy før transport til land, eller kuttes opp i mindre deler
på havbunnen før de løftes opp til fartøyet.
1
2
3
4
Figur 13. 1: Varg-stigerørsystem (dynamisk) 10 m fra punktet for «touchdown». 2: Vargstigerørsystem (dynamisk) 10 m fra «touchdown» punkt. 3: 10", 6", 5" og 8" rør som kommer ut fra
MWA. 4: J-tube ved Varg A
For det tildekte gasseksportørsystemet til Rev, er det ikke identifisert gjenbruksmuligheter. Det
planlegges derfor å etterlates på stedet. Dette innebærer at gassrørledningen kobles ifra PLET og
PLEM (tilhørende Rev-feltet). Rørendestykket blir deretter grusdumpet eller nedgravd. Inspeksjoner
vil bli utført av gassrørledningstrekket, og eventuelle eksponerte seksjoner av rørledningen vil
grusdumpes for å sikre eventuelle frie spenn.
28
Konsekvensutredning
Tittel:
2.4
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Relevante opphoggingslokaliteter
Miljødirektoratet anbefaler i sin rapport om avvikling av utrangerte offshoreinstallasjoner at man
skal begrense miljøpåvirkninger og kostnader ved avfallshåndteringen /7/. Det er viktig å sikre tidlig
planlegging av avvikling av feltene slik at operatørene sikrer at dokumentasjon som kan være viktig
i avviklingen bevares, f.eks. inventarlister og konstruksjonstegninger.
Opphoggingen av Varg A og tilhørende infrastruktur vil bli gjort under kontrollerte forhold på land på
egnet / lisensiert lokalitet / anlegg med godkjent konsesjon. Det finnes i dag fire anlegg som har
tillatelse til å motta og behandle utrangerte offshoreanlegg, alle fire mottakene er lokalisert på Vestog Sør-Vest landet. Tabell 5 gir en oversikt over de mottakene som ansees relevante for
opphugging av Varg-installasjonen, samt alternative mottak i utlandet.
Tabell 5. Relevante lokaliteter for opphugging av Varg-installasjonen
Mottak bedrift
Lokalitet
Kommentar
Lutelandet Offshore
AS
Lutelandet (Sogn og fjordane)
Aker Kværner
Stord (Hordaland)
Af Decom Offshore
AS Miljøbase Vats
Vatsfjorden (Rogaland)
Scandinavian Metall
AS (Scanmet AS)
Hordaland
Når anlegget her står ferdig vil
man ha en tørrdokk som blir en
av verdens største med dybde på
21 meter /8/.
Kaien har 19 meters dybde /9/,
/10/, /11/.
Hovedkaien er 182 meter lang og
har 23 meter dybde. Miljøbasen
har 68 000 m2 fast dekke med
membran under /12/.
Scanmet AS er i 2014 kjøpt opp
av Bergen Group og vil flytte
anlegget og etablere seg på nytt i
Bergen /13/.
Alternative mottak
i utlandet
Lokalitet
Kommentar
Able UK Terrc
Teesside (England)
SBS Peterson
Greenhead base, Lerwick
(Shetland)
AF Decom
Dales Voe, Lerwick (Shetland)
Tørrdokken her er en av verdens
største. 376 meter lang, 233
meter vid. Har en dybde på 12,15
meter /14/.
Området dekker pr i dag 20
000m2 – planlagt et område på 50
000m2. Dybde 9 meter /15/.
Stor base (25 000m2) dokk på
12,5 meter dybde /16/.
AF Decom sitt anlegg i Vats har den nyeste tillatelsen og de strengeste kravene. Vats har en
tillatelse som omfatter mottak og bearbeiding av utrangerte marine konstruksjoner, med tillatelse til
lagring av inntil 50 000 tonn avfall ved anlegget. De kan også lagre inntil 500 tonn kasserte EE-
29
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Produkter og inntil 300 tonn farlig avfall. Anlegget har også tillatelse fra Statens Strålevern til å
lagre radioaktivt avfall i forbindelse med opphugging av offshoreinstallasjoner.
Aker Kværner Stord og Scandinavia Metall har inntil 2014 vært samlokalisert og har samarbeidet
om mottak og opphugging av offshore installasjoner. Begge anleggene har konsesjon for å ta i mot
utrangerte offshoreinstallasjoner. De tar ikke i mot farlig avfall men leverer dette til Sunnhordland
Interkommunale Miljøverk (SIM næring AS) som ligger på samme område. Anleggene har ikke
godkjenning til håndtering og lagring av radioaktivt avfall pr i dag. I 2014 ble Scandinavian Metall
oppkjøpt av Bergen Group og kommer til å flytte sin virksomhet fra Stord til Bergen. Lutelandet
Offshore planlegger store utbygninger og vil ved en utbygning få en tørrdokk med 21 meters dybde.
Miljødirektoratet har siden 2012 holdt på med en revisjon av utslippstillatelsene til alle de nevnte
verftene og alle har fått og får strengere krav om utslippsgrenser til vann, og krav om tiltak for å
redusere diffus spredning av forurensning til luft og vann. Det blir stilt strenge krav til mottak, lagring
og handtering av avfall, og krav til støy. Det blir også stilt krav til måleprogram for utslippene og
program for å overvåke effektene av utslippene i miljøet.
2.5
Sluttdisponering
I prosjekter for avvikling og disponering av utrangerte offshore petroleumsinnretninger legges
prinsippene i avfallshierarkiet til grunn for avfallsstyringen (se Figur 14). Det er av den grunn lagt
inn betydelig innsats for å optimalisere avhendingsløsninger for de ulike avfallsstrømmer for å
oppnå den beste miljøløsningen, basert på en BAT-filosofi.
Figur 14. Avfallstrekanten /18/
I første rekke vil materialer og utstyr fra overbygning, stålunderstell, stigerør og havbunnssystemer
forsøkes gjenbrukt. Basert på erfaringer fra tidligere nedstengningsprosjekter antas imidlertid
gjenbrukspotensialet for å være begrenset. TENAS undersøker muligheten for salg av overbygning
og understell for videre gjenbruk da Varg A er en relativt ny innretning og gjenbrukspotensialet kan
være noe større sammenlignet med innretninger som tidligere har blitt fjernet. Det er likevel mest
nærliggende å anta at overbygningen og stålunderstellet fraktes til land for opphugging.
30
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Det meste av innretningen, stigerør og fleksible rørledninger består av vanlig stål som kan hugges
og omsmeltes. På mottaksanlegget vil Varg-strukturene håndteres i henhold til gjeldende norske
krav og regelverk. Dette innebærer at strukturen inspiseres for innhold av miljøfarlige stoffer
(eksempelvis tungmetaller, radioaktivt materiale eller hydrokarboner). Eventuelle funn vil bli
håndtert i henhold til anleggets rutiner og konsesjonsvilkår, og fjernes før selve hoggearbeidet
settes i gang /17/. Deretter kuttes stålstrukturene opp i håndterbare størrelser som sendes videre til
godkjent smelteverk eller metallforhandler. Videre antas det at de fleksible rørene vil bli splittet og
segregert før gjenvinning av de ulike bestanddelene. Basert på erfaringer fra andre prosjekter
vurderes det at i størrelsesorden 96-98 % av materialene kan gjenvinnes.
Følgende metaller er forventet fra Varg-innretningen:
 Karbonstål
 Rustfritt stållegering
 Kobber
 Aluminium
 Titan
 Kobber-nikkel legeringer
 Sink (sink – aluminiums anoder)
2.6
Tidsplan
Tidligst tidspunkt for nedstengning er i 2016. En foreløpig tidsplan for avviklingsarbeidet er vist i
Tabell 6.
Tabell 6. Foreløpig tidsplan for ulike avviklingsaktiviteter
Aktivitet
Plugging av brønner (fase 1)
Nedstengning av produksjon (COP)
FPSO forlater feltet
Plugging av brønner (fase 2 og 3)
Forberedelser til fjerning
Marine operasjoner (fjerning av diverse
havbunnsutstyr, kutting av rørledninger,
grusdumping / nedgraving av rørender etc.)
Fjerning av overbygning og monotower, og
transport til land
Sluttdisponering
Tidsplan (tentativ)
2015 – 2016 (frem til COP)
Juni / juli 2016
August/september 2015 (6-8 uker etter
COP)
Q1-Q4 2018
Q1-Q4 2018
2018/2019
Senest 2019
2019
31
Konsekvensutredning
Tittel:
2.7
Nr.:
Ver.:
Dato:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Nødvendige søknader og tillatelser
Tabell 7 gir en oversikt over eventuelle nødvendige søknader og tillatelser som må innhentes fra
norske myndigheter
Tabell 7. Indikativ liste over søknader og tillatelser knyttet til nedstengning av Varg
Søknad / tillatelse
Avviklingsplan, inkludert KU
Søknad om tillatelse til
utslipp i forbindelse med
rengjøring og tømming av
rørledninger
Søknad om tillatelse for
mudring / forflytning av
sediment / borekaks
Søknad om samtykke før
disponering av innretninger
Gjeldende lovverk
Petroleumsloven
Forurensningsloven
Ansvarlig myndighet
OED / ASD
Miljødirektoratet
Forurensningsloven
Forurensingsforskriften
Miljødirektoratet
Styringsforskriften § 25 d
Ptil
32
Konsekvensutredning
Tittel:
3
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Sammenfatning av høringsuttalelser til
programforslaget
Forslag til program for konsekvensutredning for avvikling av Varg-installasjonen ble sendt på høring
til 36 instanser, med høringsfrist til 21.10.2014. Mottatte høringssvar er oppsummert i tabellen
nedenfor.
Tabell 8. Sammenfatning av høringsuttalelser til program for konsekvensutredning samt operatørens
svar
Høringsinstans og tilhørende uttalelser
Talisman sin vurdering
1.
1.
Fiskeridirektoratet (Ref: 14/2523)
I punkt 2.3.1 under gjenbruksløsninger og hel og
delvis fjerning ser Fiskeridirektoratet positivt på at
dersom gjenbruksløsninger ikke identifiseres, vil
overbygg og understell fraktes til land for
opphugging, gjenvinning og avfallsdeponering av
eventuelle restmaterialer, samt
fjerningsalternativet av både overbygning og
stålunderstell. Delvis fjerning vil kunne involvere
fjerning av overbygning og kutting av
stålunderstell ned til et visst dyp, hvor eventuelle
etterlatte installasjoner må merkes tilstrekkelig.
1.
Talisman vil etterlate området på en slik måte at
det oppstår minst mulig problemer for fiskeriene
enten gjennom full fjerning, steindumping eller
etterlatelse av nedgravde rørledninger.
Konsekvensen ved de ulike alternativene vil bli
vurdert i KU.
2.
Under rørledninger i punkt 2.3.1 står det at det er
en kontrollkabel og fire rørledninger er tilknyttet
Varg-installasjonen. Disse er ikke gravd ned og
ligger derav eksponert på havbunnen.
Fiskeridirektoratet er på generelt grunnlag
skeptisk til dagens praksis, hvor rørledninger blir
etterlatt etter avvikling av feltene. Det tar svært
lang tid før etterlatte rørledninger blir brutt ned
naturlig. Over tid vil etterlatte rørledninger kunne
skape hefter for fiske med bunnredskaper, og kan
også være en fare for fartøyets sikkerhet, selv om
rørledningene opprinnelig var nedgravd eller på
andre måter gjort overtrålbare. Vi vil be om at det
utarbeides en plan for fjerning av rørledningene.
2.
Se svar på punkt 1.
3.
Eventuelle merknader vedrørende biologiske
ressurser antas ivaretatt av
Havforskningsinstituttet.
3.
Havforskningsinstituttet har ikke avgitt uttalelse,
men mulige effekter på biologiske ressurser er
diskutert i utredningen.
4.
Fiskeridirektoratet har ingen øvrige merknader til
forslag til program for konsekvensutredning av
4.
Kommentar tas til orientering.
33
Konsekvensutredning
Tittel:
2.
1.
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Varg-feltet.
Klima- og miljødepartement (Ref: 14/566-)
Klima- og miljødepartementet minner om kravet til
bruk av BAT (Best Available Techniques) også
gjelder for valg og gjennomføring av løsninger for
avslutning og disponering av innretninger. De
ulike disponeringsløsningene må beskrives
klarere i KU som grunnlag for en tilstrekkelig
spesifikk og dekkende konsekvensutredning.
Dette gjelder også planer for håndtering av marin
begroing.
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
1.
I KU vil det bli lagt vekt på å utrede mulige
konsekvenser knyttet til de aktuelle
disponeringsløsningene, inkludert bruk av BAT.
Håndtering av marin begroing vil bli inkludert i
KU.
2.
Det må gjennomføres en grundig kartlegging av
eventuelle radioaktive stoffer i avleiringer og
annen forurensning i innretningene før
disponeringsløsninger og arbeidsmetode velges.
Konsekvensene av tildekking av eventuelle frie
spenn må også omfattes av KU.
2.
Det vil bli gjennomført en kartlegging av
eventuelle radioaktive stoffer og annen
forurensning både i planleggingsfasen og etter
produksjonen er stanset.
Konsekvensene av tildekking av eventuelle frie
spenn vil bli vurdert i KU.
3.
Det bør avklares med Norsk Oljemuseum om det
er behov for kulturminnedokumentasjon som del
av avslutningen.
3.
Talisman vil kontakte Norsk oljemuseum.
4.
Vi minner også om at det i henhold til
Retningslinjer for miljøovervåking av
petroleumsvirksomheten på norsk
kontinentalsokkel må gjennomføres to
overvåkningsundersøkelser med tre års
mellomrom etter at virksomheter er avviklet.
4.
Talisman bekrefter at det i henhold til
Retningslinjer for miljøovervåking av
petroleumsvirksomheten på norsk
kontinentalsokkel vil gjennomføres to
overvåkningsundersøkelser med tre års
mellomrom etter at virksomheter er avviklet.
5.
Klima- og miljødepartementet viser for øvrig til
høringsuttalelsene fra Miljødirektoratet og Statens
Strålevern, som vi slutter oss til. Klima- og
miljødepartementet har ingen øvrige merknader til
forslaget.
Miljødirektoratet (Ref: 2013/2574)
Miljødirektoratet viser til forskrift til lov om
petroleumsvirksomhet § 45 der det fremgår at det
for avvikling av offshore installasjoner skal
utarbeides en KU som skal inneholde en
beskrivelse av virkningen hvert av de aktuelle
disponeringsalternativ kan få for nærings- og
miljømessige forhold, og hva som kan gjøres for å
redusere utslipp knyttet til disponering og avbøte
eventuelle skader og ulemper. Vi vil påpeke at de
ulike disponeringsløsningene ikke er godt nok
beskrevet i programmet, og at beskrivelsene av
eventuelle konsekvenser derfor er for generelle.
5.
Kommentaren tas til orientering.
1.
Talisman bekrefter at det vil bli beskrevet mer
detaljert i KU med de forskjellige
disponeringsalternativer for Varg.
3.
1.
34
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Vi forutsetter at beskrivelsene er mer spesifikke i
KU.
2.
Vi mener at planen for konsekvensutredning
inneholder begrenset informasjon om hvordan
TENAS planlegger å ivareta håndtering av marin
begroing. TENAS må beskrive dette i KU.
2.
Håndtering av Marin begroing vil bli inkludert i
KU
3.
Når det gjelder rørledninger vil vi minne om at
TENAS må sørge for overdekking av eventuelle
frie spenn. Vi minner også om at TENAS i
henhold til Retningslinjer for miljøovervåking av
petroleumsvirksomheten på norsk
kontinentalsokkel må gjennomføre ytterligere to
overvåkningsundersøkelser med tre års
mellomrom etter at virksomheten er avviklet.
TENAS må ivareta frie spenn og fremtidig
overvåkning i KU.
3.
Konsekvensene av tildekking av eventuelle frie
spenn vil bli vurdert i KU.
Talisman bekrefter at det i henhold til
Retningslinjer for miljøovervåking av
petroleumsvirksomheten på norsk
kontinentalsokkel vil gjennomføres to
overvåkningsundersøkelser med tre års
mellomrom etter at virksomheter er avviklet
4.
Vi vil også minne om at TENAS må søke om
tillatelse etter forurensningsloven for eventuelle
aktiviteter i forbindelse med avvikling som kan
medføre forurensning. Dette gjelder for utslipp til
luft og/eller sjø samt mudring.
4.
Eventuelle aktiviteter i forbindelse med avvikling
som kan medføre forurensning til ytre miljø vil bli
omsøkt etter forurensningsloven.
5.
Utover våre kommentarer mener Miljødirektoratet
at TENAS sitt forslag til utredningsprogram dekker
de områdene som det er viktig at KU belyser når
det gjelder ytre miljø, jf. Petroleumsforskriften §
45.
Norges Fiskarlag (Ref: 2014/00079-2)
Innretningen er designet for å kunne fjernes, noe
som er svært positivt sett fra fiskerinæringens
side.
5.
Kommentaren tas til orientering.
1.
Talisman vil etterlate området på en slik måte at
det oppstår minst mulig problemer for fiskeriene
enten gjennom full fjerning, steindumping eller
etterlatelse av nedgravde rørledninger.
Konsekvensen ved de ulike alternativene vil bli
vurdert i KU.
4.
1.
Norges Fiskarlag mener at det bør foretas en
vurdering om fjerning av så vel rørledninger som
kabler lar seg gjennomføre, slik at det i
utgangspunktet «bare» blir borekaks som blir det
synlige bevis på den aktiviteten som har vært.
Bakgrunn for at det er ønskelig med full fjerning
av alt knyttet til innretningen, samt rørledninger og
kabler er at det ikke kan utelukkes at området kan
bli et aktuelt område for bunnfisk i framtiden. Da
bør det være ryddet slik at det ikke oppstår
risikofylte fiskeoperasjoner, noe som kun kan
unngås ved full fjerning.
35
Konsekvensutredning
Tittel:
2.
5.
1.
2.
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Norges Fiskarlag har ingen andre kommentarer til
forslag til program for konsekvensutredningen.
Statens Strålevern (Ref: 14/00178/425.1)
Statens stråleverns generelle inntrykk er at
programmet for konsekvensutredning for avvikling
og disponering av innretninger på Varg-feltet i
hovedsak inneholder de elementene som vi
venter skal bli behandlet i
konsekvensutredningen. Strålevernet vil imidlertid
minne om at det er viktig med en grundig
kartlegging av eventuelle forekomster av
radioaktive stoffer i form av avleiringer eller andre
typer forurensning før arbeid med demontering av
innretningene offshore, transport og opphogging
på land starter og at nødvendige tiltak for
beskyttelse av miljø og mennesker iverksettes i
forbindelse med arbeidet. Vi vil også minne om at
utslipp av radioaktive stoffer i forbindelse med
rengjøringsarbeid om bord krever en egen
tillatelse. Strålevernet vil også peke på at kravet til
bruk av BAT (Best Available Technic) også gjelder
i forbindelse med valg av løsninger for avvikling
og disponering av innretningene på Varg-feltet, og
arbeider som skal utføres i sammenheng med
dette.
2.
Kommentaren tas til orientering.
1.
Ref svar 2 fra Klima og Miljødepartementet.
I kapittel 5 om planlagte utredninger står det at det
som en del av kartleggingen vil gjennomføres en
materialkartleggingsinspeksjon. Det vil etableres
en oversikt over helse- og miljøfarlige materialer
og stoffer, herunder radioaktive, og at det vil bli
redegjort for hvordan disse vil ivaretas gjennom
avslutningsarbeidet. Strålevernet vil i den
forbindelse minne om at det i prosessutstyr og rør
kan finnes avleiringer som inneholder radioaktive
stoffer, og at eventuelle forekomster av denne
type stoffer må tas hensyn til ved eventuell
rengjøring av innretningen på feltet etter
nedstengning og ved planlegging av håndtering
av vaskevann og disponering av avfall. Vi vil også
minne om at gjeldende tillatelse til utslipp av
radioaktive stoffer fra Varg-feltet gjelder for
driftsfasen, og eventuelle utslipp i forbindelse med
rengjøringsarbeid på innretningen etter at
produksjonen har opphørt vil kreve en egen
tillatelse.
2.
Ref svar 1 og 2 fra Klima og Miljødepartementet.
36
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
3.
Det opplyses i programmet for
konsekvensutredning at anlegg på land for
hogging og materialhåndtering ikke vil være
avklart når konsekvensutredningen gjennomføres.
I konsekvensutredningen vil Talisman Energy
Norge AS derfor utrede aktuelle problemstillinger
basert på kunnskap om Varg og dens
bestanddeler, samt generelle vurderinger av
relevante opphoggingslokaliteter, men ikke
relatere disse til faktiske anlegg for hogging.
Strålevernet vil i den forbindelse minne om at det
er viktig at det gjennomføres en grundig
kartlegging av eventuelle forekomster av
radioaktive avleiringer eller andre radioaktive
stoffer i de ulike delene av innretningen før
opphoggingen starter, og at det tas hensyn til
eventuelle funn av denne type stoffer i forbindelse
med planlegging og gjennomføring av arbeidet.
4.
Strålevernet vil også minne om at all forurensning
4. Ref. svar 1 fra Klima og Miljødepartementet.
fra virksomheten er uønsket, og at operatøren
plikter å redusere utslippene så langt dette er
mulig uten urimelige kostnader og fare for
sikkerheten. Det er viktig at kravet om bruk av
BAT (Best Available Technic) blir overholdt også i
forbindelse med valg av løsninger for avvikling og
disponering av innretningene på Varg-feltet, og
arbeider som skal utføres i sammenheng med
dette.
Kommentaren tas til etterretning
Oljedirektoratet
Ingen kommentar
6.
3.
Nr.:
Ver.:
Dato:
Talisman bekrefter at de aktuelle anleggene som
skal håndtere opphuggingen på land skal ha de
nødvendige godkjenninger og utsleppsløyve fra
myndighetene inkludert tillatelse fra strålevernet
for utslipp av radioaktiv forurensning og
håndtering av radioaktivt avfall i henhold til
forurensningsloven.
Ikke avgitt uttalelse
7.
9.
11.
13.
15.
17.
19.
21.
23.
25.
27.
29.
31.
33.
35.
Arbeids- og sosialdepartementet
Fagforbundet Industri Energi
Forsvarsdepartementet
Fylkesmannen i Rogaland
Greenpeace Norge
Helsetilsynet i Rogaland
Kystverket
Miljøstiftelsen Bellona
Norges Miljøvernforbund
Norsk institutt for by- og regionsforskning
Norsk olje og gass
Norsk Polarinstitutt
(Kopi til) Olje og energidepartmentet
Riksantikvaren
Sør-Norges Trålarlag
8.
10.
12.
14.
16.
18.
20.
22.
24.
26.
28.
30.
32.
34.
36.
Direktoratet for arbeidstilsynet
Fiskebåt
Fylkesmannen i Hordaland
Fylkesmannen i Vest Agder
Havforskningsinstituttet
Kommunal- og moderniseringsdepartementet
LO Rogaland
Natur og Ungdom
Norges Naturvernforbund
Norsk Oljemuseum
Norsk Ornitologisk Forening
Nærings- og fiskeridepartementet
Petroleumstilsynet
Rogaland Fylkeskommune
WWF-Norge
37
Konsekvensutredning
Tittel:
4
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Metoder for utredningsarbeidet
Konsekvensutredningen for avslutningen av virksomheten på Varg-feltet følger prinsippene for
struktur, innhold / tema og metodikk som gitt i Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin håndbok i
konsekvensutredninger ved offshore avvikling /19/. Metodikken er imidlertid supplert med et
beskrivende klassifiseringssystem, se avsnitt 4.2. Metodikken omfatter, hvor det lar seg gjøre,
kvantifisering av konsekvenser for miljø, fiskeri og samfunn. Forhold som derimot ikke lar seg
kvantifiseres blir beskrevet gjennom en faglig vurdering av type effekt, omfang og konsekvens.
4.1
Metode ved beskrivelse av eksisterende forhold
Beskrivelsen av de eksisterende forhold i området omkring Varg-installasjonen er basert på
eksisterende litteratur og data fra offentlige institusjoner og myndigheter. Faktagrunnlaget gitt i RKU
Nordsjøen /20/, /21/ og Forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak /22/ ligger i hovedsak til grunn
for beskrivelsen av naturressursene i det aktuelle området. I tillegg er rapporter vedrørende
fiskebestander, fiskeri og bekrivelse av fiskeriaktiviteten /23/, /24/, statusbeskrivelse for skipstrafikk
/25/ og arealrapport for Nordsjøen og Skagerrak /26/ anvendt. I beskrivelsen av miljøstatusen ved
Varg-feltet er de seneste overvåkingsresultatene utført i Region II blitt lagt vekt på i vurderingen
/27/. Beskrivelsen av de eksisterende forhold ligger således til grunn for den etterfølgende
vurderingen av miljøkonsekvenser.
4.2
Metode for vurdering, presentasjon og visualisering av
konsekvensresultater
For å skille viktige konsekvenser fra mindre viktige konsekvenser, er det i denne prosessen utført
en metodisk vurdering av verdien eller sensitiviteten av et område / ressurs. Dette sees videre i
forhold til den type påvirkning det utsettes for og omfanget av effekten det utsettes for. I denne KU
er begrepene i / som benyttes i metoden fra Norsk olje og gass sin håndbok (se Figur 15) brukt i
kombinasjon med en utfyllende beskrivelse av de relevante effektklassifiseringene, som presentert i
henholdsvis avsnitt 4.2.2 og 4.2.3.
Metoden differensierer mellom en aktivitets påvirkning avhengig av hvor viktig eller sårbare de ulike
områdene er og klassifiseres i forhold til egenskapene natur, type, reversibilitet, intensitet,
geografisk omfang og varighet. Hver konsekvens som er utredet er således avledet av en funksjon
mellom de gitte faktorene i Figur 15, Tabell 10 og Tabell 11. Konsekvensresultatene for miljø og
samfunn er drøftet og vurdert i henhold til disse metodene og markert inn i en tabellmatrise. Denne
matrisen viser således hvilke vurderinger som ligger til grunn for den endelige konsekvens for et gitt
emne / problemstilling, noe som til slutt visualiseres ved å anvende Figur 15.
38
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
4.2.1
Vurdering av verdi og / eller sårbarhet
Begrepene brukt i Norsk olje og gass sin matrise (se Figur 15) er benyttet som basis for selve
konsekvensvurderingen i KU.
Figur 15. Metode for vurdering av ikke-kvantifiserbare konsekvenser /19/
Kriteriene presentert i Tabell 9 er anvendt for å klassifisere verdi og / eller sårbarhet av ressurser /
reseptor tilknyttet nedstengningsaktivitetene som planlegges utført på Varg-feltet.
Tabell 9. Kriterier brukt for å evaluere verdi / sårbarhet av ressurser / reseptor
Verdi / sårbarhet
Liten
Middels
Stor
En ressurs / resipient som ikke er viktig for funksjoner i økosystemet eller en
ressurs / resipient som er viktig men motstandsdyktig mot endringer (i
sammenheng med prosjekt aktiviteter), og som naturlig vil vende hurtig tilbake
til før-effekt status i det aktivitetene opphører.
En ressurs / resipient som er viktig for funksjoner i økosystemet. Den er
antageligvis ikke motstandsdyktig mot endringer, men kan aktivt bli
gjenopprettet til før-effekt status eller naturlig vende tilbake innen rimelig tid.
En ressurs / resipient som er kritisk for funksjoner i økosystemet. Den er ikke
motstandsdyktig mot endringer og vil ikke vende tilbake til før-effekt status før
etter lang tid.
39
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Som det fremkommer av Figur 15 vil den vurderte verdien eller sårbarheten på mange måter styre
hvor store konsekvensene kan bli innenfor et gitt tema. For å kunne medføre «Meget stor
konsekvens», må verdi eller sårbarhet være vurdert som høy. I tilfeller der man har liten verdi er
«Middels» den størst oppnåelige konsekvensen som kan oppnås.
4.2.2
Vurdering av omfang av effekter
Omfanget av effektene av en gitt påvirkning vil også variere betydelig, avhengig av type påvirkning
og hva som påvirkes. Ved vurdering av omfang av effekter legges det blant annet vekt på:
 Type og omfang av påvirkning (inkludert geografisk)
 Lokalitet (resipient)
 Tidspunkt og varighet
 Tilstedeværende naturressurser eller andre parametere som kan påvirkes
 Sårbarhet av tilstedeværende naturressurser i forhold til aktuell påvirkning
 Effekter på individ eller bestandnivå
Dette og klassifiseringen av påvirkninger presentert i Tabell 10 og Tabell 11 utgjør grunnlaget for
selve vurderingen av omfang av effekter knyttet til nedstengningsaktiviteter som planlegges utført
ved Varg-feltet.
Tabell 10. Klassifisering av påvirkninger i forhold til deres natur, type og grad av reversibilitet
Påvirkningens natur
Negativ
Positiv
En påvirkning som ansees å representere en negativ endring av baseline
(nåværende forhold) eller som introduserer en ny, uønsket faktor.
En påvirkning som ansees å representere en forbedring av baseline eller som
introduserer en ny, ønsket faktor.
Type påvirkning
Direkte
Indirekte
Sekundær
Kumulativ
Påvirkninger som er et resultat av direkte interaksjon mellom planlagt
prosjektaktivitet og det mottakende miljøet.
Påvirkninger som er et resultat av andre aktiviteter som er vurdert å inntreffe
som en konsekvens av prosjektet.
Påvirkninger som oppstår i etterkant av direkte eller indirekte påvirkninger som
et resultat av påfølgende interaksjoner innen omgivelsene.
Kombinerte påvirkninger av andre feltaktiviteter og andre menneskelige
aktiviteter i området (f.eks. fiskeri).
Graden av reversibilitet
Reversibel
Irreversibel
Påvirkninger på ressurser / resipienter som tydelig opphører, enten umiddelbart
eller etterfulgt en akseptabel periode, etter endt prosjekt aktivitet.
Påvirkninger på ressurser / resipienter som vedvarer etter endt prosjekt aktivitet
som strekker seg over en lengre periode. Dette er påvirkninger som ikke kan
reverseres ved implementering av avbøtende tiltak.
De antatte påvirkninger er videre definert og vurdert i forhold til en rekke variabler, herunder
primært intensitet, skala og varighet. Tilskrivning av en verdi til variablene vil stort sett være
40
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
objektiv. Dog, vil det i enkelte tilfeller være subjektivt da for eksempel omfang og retning av
endringen ofte er vanskelig å definere. En forklaring av klassifiseringen og verdien brukt i KU er vist
i Tabell 11.
Tabell 11. Klassifisering av påvirkninger i forhold til intensitet, geografisk omfang og varighet
Intensitet av påvirkninger
Ubetydelig / ingen
Liten
Middels
Stor
Ubetydelig / ingen påvirkninger på strukturen / funksjonen av ressurser /
resipienter innenfor det berørte området.
Liten påvirkning på strukturen / funksjonen av ressurser / resipienter innenfor
det berørte området, men den grunnleggende strukturen / funksjonen forblir
upåvirket.
Delvis påvirkning på strukturen / funksjonen innenfor det berørte området.
Delvis tap av struktur / funksjon til ressurser / resipienter.
Strukturen og funksjonen av ressurser / resipienter er fullstendig endret. Tap av
struktur og funksjon er tydelig innenfor det berørte området.
Geografisk omfang av påvirkninger
Lokal
Regional
Nasjonal
Grenseoverskridende
Påvirkninger er begrenset til feltområdet (opptil 1 km* fra feltsenteret, 1 km fra
FPSO og 1 km fra rørledningene)
Det vil være påvirkninger utover umiddelbar nærhet til feltområdet (lokale
påvirkninger), og opptil 4 km utenfor feltområdet.
Påvirkninger vil være begrenset til Norge.
Påvirkninger vil strekke seg utenfor Norge.
Varighet av påvirkninger
Umiddelbar
Påvirkninger under og umiddelbart etter prosjektet. Påvirkningene stanser når
aktiviteten stanser.
Kortvarig
Påvirkninger gjennom hele operasjonen og opptil et år etter operasjonen.
Middels
Påvirkninger som fortsetter over forlenget periode, mellom 1 til 10 år etter endt
operasjon.
Langvarig
Påvirkninger som fortsetter over en forlenget periode, mer enn 10 år etter endt
operasjon.
* Avstanden er satt på basis av målestasjonene som er tatt med for Varg i den siste regionale miljøundersøkelsen /27/
4.2.3
Fremstilling av konsekvensresultater
Begrepene og tilhørende farger brukt i Norsk olje og gass sin matrise (se Figur 15) er benyttet som
basis for selve konsekvensvurderingen i KU. For hvert emne / problemstilling som drøftes i KU er
de ulike kriteriene drøftet og evaluert som beskrevet i de foregående avsnittene. Utfallet av
evalueringen er deretter illustrert ved bruk av en tabellmatrise som viser den endelige
konsekvensen av de ulike emner / problemstillinger. På den måten kommer det tydelig frem hvilke
vurderinger som ligger til grunn for den endelige konklusjonen for hvert enkelt emne /
problemstilling.
41
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
4.2.4
Definisjon av tema for miljøkonsekvenser
I konsekvensutredningen gjennomgås temaer / emner som dekker de vesentlige
miljøkonsekvenser ved avvikling av Varg-installasjonen. I Tabell 12 er de ulike tema for
miljøkonsekvenser kort beskrevet.
Tabell 12. Forklaring av temaer for miljøkonsekvenser
Miljøkonsekvenser
Utslipp til sjø
Påvirkning av havbunn
Spredning av forurensing
Påvirkning på biota
Forsøpling
Estetiske konsekvenser på
mottaks-anlegg
Avfalls-håndtering / ressursutnyttelse
4.3
Beskrivelse av temaer
Dette temaet omhandler effekter av tiltaket med hensyn til utslipp av
miljøskadelige stoffer til vannmassene. Slike miljøskadelige stoffer kan være
direkte utslipp av kjemikalier, olje, eller eksempelvis oppvirvling av sedimenter
som inneholder miljøgifter. Dette dekker også gradvis utlekking av stoffer fra
eksempelvis etterlatte rør.
Dette omhandler direkte fysisk påvirkning på og i havbunnen, og at habitatet for
organismer påvirkes. I dette inngår fysisk skade på sedimentene ved graving,
fjerning av rør, steindumping, etc.
Dette omhandler spredning av forurensning i vannmassene, eller ved at
forurenset sedimenter virvles opp og resedimenterer i områder vekk fra
påvirkningsområdet.
Dette omhandler direkte eller indirekte påvirkning av organismer, det være seg
bunngravende, bunnlevende, eller organismer i og på sjø.
Dette omhandler forsøpling av havet, både havbunn og vannmassene. Inkludert
er gjenstander som blir liggende i havbunnen, eller tildekket på havbunnen,
eksempelvis rørledninger. I tillegg andre gjenstander som etterlates på
havbunnen. Disse har nødvendigvis ikke en direkte miljøpåvirkning, men kan
oppfattes estetisk negativt.
Dette temaet omhandler aktiviteter på eller ved mottaksanlegg, og inkluderer
støy, lukt, støv, visuelle forhold eller trafikk. Inkluderer også påvirkning av
rekreasjonsområder eller effekter på turisme.
Dette omhandler utnyttelse av ressurser med gjenbruk og gjenvinning som de
mest gunstige avhendingsløsninger.
Temaspesifikk metode for energi betraktning og
konsekvensvurdering av utslipp til luft
Energibetraktningene utføres i henhold til anbefalingene gitt i retningslinjene fra Institute of
Petroleum i London (IOP) /28/ for offshore avviklingsaktivitet. Betraktningene baseres på anslag
over data om materialmengder i innretningen, varighet av marine operasjoner og type fartøyer.
Inngangsdata for beregning av energi (energi for omsmeltning, drivstofforbruk osv) er i hovedsak
hentet fra IOPs rapport. I tillegg er aggregert kunnskap om energibruk fra tidligere
avviklingsprosjekter anvendt som referansepunkt.
42
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Metodikken som anbefales i IOPs rapport er fundamentert omkring en livsløpstankegang, hvor det
er følgende to forhold som dominerer:
1. Faktisk energiforbruk knyttet til drivstoff / elektrisitet for fartøyoperasjoner, og omsmeltning av
metaller
2. Teoretisk energiforbruk ved nyproduksjon av materialer tilsvarende den mengde som
deponeres (representerer potensiale for energibesparelse ved gjenvinning).
Vanligvis vil beregningene i en KU baseres på relevante tekniske studier, der varighet av
operasjonene estimeres. Normalt vil det i slike estimater ikke tas hensyn til omkringliggende forhold
som potensielt kan påvirke varigheten av operasjonene. I tillegg er det mulig at varigheten kan
påvirkes av den kontraktstrategi og fjerningsmetode som endelig velges. Av den grunn erkjennes
det at det vil være en viss usikkerhet i estimatene i KU, henholdsvis anslått til 30-40 % i Norsk olje
og gass sin håndbok /19/.
Når det gjelder utslipp til luft er imidlertid fokuset satt på de faktiske utslippene. Dette kommer av at
flere av komponentene som vurderes kan ha lokale eller regionale effekter, og geografisk
plassering ansees derfor som en viktig parameter. Det vil si at operasjoner relatert til aktiviteter som
er direkte knyttet til disponeringsløsningen utgjør basisen for vurderingene. I all hovedsak er
utslippene knyttet til fartøyoperasjoner, men utslipp fra omsmelting inngår også. Selve vurderingen
av utslipp til luft inkluderer parameterne CO2, NOx og SO2, hvor nøkkeltall fra IOPs database ligger
til grunn for vurderingene /28/. I enkelte tilfeller er også prosjektspesifikke nøkkeltall anvendt, som
da er presisert i tilhørende tekst.
43
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
5
Statusbeskrivelse
5.1
Naturressurser og miljøforhold
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Det er gjennomført flere konsekvensutredninger i området. Både regionale konsekvensutredninger
og lokale utredninger og overvåkninger. Naturressurser og miljøforhold i området hvor Varg er
lokalisert er derfor godt dokumentert og beskrevet. Den regionale konsekvensutredningen (RKU)
for Nordsjøen /20/, /21/ gir på et generelt grunnlag en beskrivelse av relevante naturressurser.
«Helhetlig forvaltning av det marine miljøet i Nordsjøen og Skagerrak (forvaltningsplan)» /22/
knytter sammen eksisterende kunnskap om miljø og ressurser, næringsaktivitet, miljø- og
samfunnskonsekvenser i området, hvor Varg er lokalisert. I tillegg brukes tilgjengelig oppdatert
kunnskap. Herunder skal det nevnes referansene /23/, /24/, /25/, /26/ og /29/ fra Kystverket,
Miljødirektoratet og Havforskningsinstituttet. I tillegg brukes data og årlige rapporter fra
Fiskeridirektoratet vedrørende fiskeri /23/, samt overvåkningsresultater fra miljøundersøkelsene på
Varg (Region II) /27/, /30/ som en del av denne konsekvensutredningen.
5.1.1
Beskrivelse av området
I de midtre delene av Nordsjøen, der Varg er lokalisert, er det relativt grunne havområder med dyp
på mindre enn 100 m. Her har også vannmassene lavere saltholdighet sammenlignet med
Atlanterhavsvannet- for det meste under 35. I vinterhalvåret er vannmassene gjennomblandet, men
sommerstid er det en markert lagdelt vannsøyle, med et øvre vannlag på 10-20 m med varmere
vannmasser. I området sirkulerer vannet langs kysten og stort sett mot klokken. Det er en generell
østgående drift i dette området mot Norge, som modifiseres av tidevann og vind.
Hovedstrømforholdene i Nordsjøen og Skagerrak er illustrert i Figur 16. De røde pilene indikerer
innstrømning av atlantisk vann, mens de grønne pilene angir hovedretningene til sirkulasjon av
kystvann (Kyststrømmen).
44
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 16. Skjematisk kart over den generelle sirkulasjonen og dybdeforhold i Nordsjøen og Skagerrak
/22/. Posisjon til Varg er markert med stjerne.
I grunne havområder i Nordsjøen, som ved Varg-feltet (84 m dyp), er ofte prosessene på bunnen
og oppe i vannmassene nær koblet, noe som bidrar til høy produktivitet. Grunnet ulike fysiske
forhold mellom årstidene vil produksjonen av planteplankton variere deretter. Om vinteren er
produksjonenen begrenset av lite lys og lav temperatur med liten lagdeling av vannmassene. Da
stiger næringsinnholdet i de øvre vannlagene fordi vinden blander vannet vertikalt, og tilførslene av
næring fra dyphavet og land øker. Om våren ligger forholdene derimot mer til rette for en
oppblomstring av planteplankton. I denne perioden vil lysforholdene bli bedre og den vertikale
blandingen vil avta. Selve oppblomstringen av planteplankton gir grunnlaget for hele den videre
næringskjeden; via dyreplankton og fisk til topp-predatorer som fugl, sel og hval.
Figur 17 illustrerer sedimentforholdene i Nordsjøen. I Varg-området består sedimentene av tett, fin
sand med lavt innhold av pelitt og totalt organisk materiale (TOM). Normalt vil slike sedimenter
være utsatt for lav eller ingen erosjon.
45
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 17. Sedimentforholdene i Nordsjøen /20/. Posisjon til Varg er markert med stjerne.
5.1.2
Tilstanden på Varg (sediment og forurensninger)
Vann- og oljebasert borevæske er benyttet under boreprosessene på Varg-feltet. Brønnene på
Varg er alle blitt boret etter at forbudet mot utslipp av oljeholdig borekaks (>1% olje, 10 g/kg) trådde
i kraft i 1993. Oljebasert kaks generert på feltet er således blitt re-injisert eller sendt til land for
videre behandling. Vannbasert borekaks er sluppet ut på feltet, totalt ca. 10 100 tonn i perioden
1997-2012 /30/.
På bakgrunn av at det i regionsrapporten /30/ nevnes et mulig utslipp av 4 862 tonn oljebasert slam
/ borekaks (OBM) i 1999 vil det bli gjennomført en «site survey» av havbunnen i nærheten av Varginstallasjonen. Dette er også for å få klarhet i upresis informasjon ved forboringene i 1984 og 1986.
Varg er lokalisert i Region II på norsk sokkel og inngår som en del av miljøundersøkelsene av
bunnforholdene for regionen som utføres hvert tredje år. Regionale
46
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
miljøovervåkningsundersøkelser i denne regionen er blitt utført fem ganger, hvorav den første
miljøundersøkelsen ble utført i 1997.
Region II deles inn i tre subregioner, hvor Varg inngår i den sørligste delen av den grunne
subregionen (77-96 m). Denne subregionen er karakterisert ved minst vanndyp, mer fin sand,
mindre mengder THC (Totale Hydrokarboner), TOM (Totalt Organisk Materiale) og pelitt (silt /
leire), og mindre av metallene kvikksølv, barium, kobber og kadmium, sammenlignet med den
sentrale subregionen.
Miljøundersøkelsen utført i 1997 (før feltet kom i produksjon) utgjør grunnlagsundersøkelsen for
Varg-feltet /27/. Denne regionale undersøkelsen, som utgjør kunnskapsbasis for miljøtilstanden på
feltet, gir utgangspunktet for de senere utførte overvåkingene av utvalgte miljøparametere og
eventuelle endringer.
Resultatene fra miljøundersøkelsen i 2009 /30/ viste en kontaminering av THC ut til 1000 m mot
nordøst, og ut til 500 m i de tre andre retningene. I tillegg ble barium påvist i forhøyede nivåer ut til
250 m mot nordøst og sørvest. Størrelsen på arealet kontaminert med THC og barium var allikevel
nedadgående sammenlignet med resultater fra målingene i 2003 og 2006. Radioaktiviteten ble målt
ved to stasjoner i 2009, 250 m avstand fra feltsenteret, med den konklusjon at ingen av de
radioaktive isotopene på feltstasjonene viste forhøyede verdier.
Den sist utførte miljøundersøkelsen i 2012 utgjør grunnlaget for beskrivelsen gitt for feltet i dette
avsnittet /27/. Denne miljøovervåkningsundersøkelsen innbefattet prøvetakning av sediment utført
på seks stasjoner lokalisert på Varg-feltet, illustrert Figur 18.
N
Ø
Figur 18. Plassering av prøvetakningsstasjonene i forhold til feltsenteret (Varg, blå rute) og den
flytende produksjonsenheten (FPU, blå rute) /27/
Som indikert i figuren ble det tatt kjemiske prøver fra alle stasjonene, mens de biologiske prøvene
kun ble tatt ved fire av stasjonene. Prøvetakingen inkluderte måling av oljehydrokarboner (THC,
47
Konsekvensutredning
Tittel:
Nr.:
Ver.:
Dato:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
PAH og NPD) og utvalgte metaller. I tillegg var det gitt sedimentbeskrivelser (fysiske forhold som
partikkelstørrelsesfordeling, organisk innhold etc.) og bekrivelse av bunnfauna (gitt ved spesifikke
arts- og individforhold). Utvalgte miljøparametere målt er gitt i Tabell 13.
Tabell 13: Konsentrasjoner av hydrokarboner og metaller
Stasjon
Retning/
Avstand
(°/m)*
290/250
110/500
20/500
20/250
200/250
200/500
VAR-03
VAR-04
VAR-09
VAR-10
VAR-11
VAR-12
R2-15
Min. **
Max. **
LSCregIIgrunn1997-2012
THC
PAH
Utvalgte målte parametere (mg/kg TS)
NPD
Ba
Pb
Cd
Cu
Cr
2
1
1
5
4
1
2
1
5
5,9
0,010
0,015
0,011
0,010
0,015
0,033
<0,01
0,01
<0,01
0,01
0,01
0,02
66
29
157
496
431
101
25
29
496
31
6,1
8,4
8,6
7,7
7,7
7,5
5,7
6,1
8,6
6,7
<0,01
<0,01
<0,01
0,01
<0,01
<0,01
<0,01
<0,01
0,01
0,01
1,1
0,8
0,9
1,3
1,4
0,9
0,9
0,8
1,4
0,8
9,0
9,2
10,0
10,3
10,1
9,7
8,6
9,0
10,3
10,6
Hg
Zn
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
7
8
9
11
11
8
9
7
11
10
*: Avstand fra feltsenteret
**: Reg ikke medregnet
THC-konsentrasjon på Varg ligger i området 1-5 mg/kg og alle stasjonene ligger dermed under
grensen for signifikant kontaminering (LSC) for Region II (LSC 5,9 mg/kg THC). Sammenliknet med
tidligere undersøkelser er THC nivåene lavere enn i 1997, 2000 og 2003, og på samme nivå som
2006 og 2009. Videre er målte verdier for PAH og NPD lave og ligger også under LSC (0,033
mg/kg PAH og 0,02 mg/kg NPD).
Av metallene er det spesielt barium som utpeker seg, med høyest gjennomsnittlig konsentrasjon
ved VAR-10 med 496 mg/kg. Selv om VAR-10 (og VAR-12) er oppgitt med høyt standardavvik, ga
reanalyse av prøven det samme resultatet. Bariumresultatene ligger høyere enn den regionale
stasjonen R2-15 (25 mg/kg Ba). De øvrige metallene ligger på samme nivå som R2-15. Det bør
nevnes at for den grunne subregionen, hvor Varg er en del av, varierer barium konsentrasjonene
mellom 26 – 936 mg/kg.
Ved sammenligning med LSC (30,8 mg/kg Ba), viser undersøkelsen i 2012 forhøyede
bariumverdier ved fem av stasjonene, hvorav dette er mest markant ved VAR-11 (250 m sør). Det
er imidlertid ikke rapportert utslipp av baritt siden forrige undersøkelse i 2009. Alle stasjonene viser
like høye eller forhøyede verdier av kobber og bly i forhold til LSC (0,8 mg/kg Cu og 6,7 mg/kg Pb).
De resterende metallene (Cd, Cr, Hg, Ti og Zn) viser verdier på samme nivå eller lavere enn LSC.
Sammenliknet med tidligere resultater er bariumverdiene noe forhøyet, men på samme nivå som i
2009 og 2006. Cr, Cu, Hg, Pb og Zn ligger på samme nivå, eller noe høyere enn tidligere.
Figur 19 viser de relative THC og barium konsentrasjonene mellom stasjonene i Varg-feltet i 2012.
48
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 19. Relativ konsentrasjon av THC og barium i sedimentoverflaten (0-1 cm) ved Varg-feltet (X)
Miljøstatusen ved Varg er vurdert til å være god og generelt upåvirket av utslipp fra
oljevirksomheten /27/. På bakgrunn av dette er det ikke forventet spesielle problemstillinger relatert
til fremtidige avviklingsaktiviteter.
5.1.3
Plankton
Det pelagiske systemet i området ved Varg er antatt å være del av det typiske pelagiske systemet
som er beskrevet for sentrale deler av Nordsjøen. Det tilsier en kraftig våroppblomstring av
phytoplankton (en rekke grupper og arter) med bakgrunn i god tilgang av næringssalter samtidig
som sollyset gir tilstrekkelig energi til å starte våroppblomstringen. Blomstringen vil kulminere sein
vår, men gir næring til hele det planktoniske systemet, samt utsynking av mikroalger til benthos.
Dyreplanktonet i Nordsjøen er diverst, med en rekke arter som lever planktonisk gjennom hele
livssyklusen (hoppekreps, krill, pilorm etc), samt larver av et utall arter som lever det voksne liv
knyttet til vannmassene, benthos eller strandsonen (fisk, pigghuder, polyppdyr, rur, bløtdyr etc).
5.1.4
Bunnfauna
Bunnfaunaen varierer geografisk, og har sammenheng med sedimentenes sammensetning. Også
dyp, temperatur- og strømforhold virker inn på artssammensetningen, bl.a. fordi de fleste
bunnlevende artene har larver som transporteres med vannmassene. Bunnfaunaen er viktig som
føde for fisk som torsk, hyse og flyndre, i tillegg til å ha betydning for omsetningen av sedimentert
organisk materiale. Sammensetningen av evertebrater som lever på og i bunnen i Nordsjøen viser
et skille mellom en sørlig artssammensetning dominert av frittlevende organismer, mens den
nordlige komponenten er mer dominert av fast-sittende bunnorganismer. Varg-feltet er lokalisert på
grensen mellom nord- og sørskillet med hensyn til bunnorganismer.
49
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Det benthiske samfunnet ved Varg er meget godt beskrevet i miljøundersøkelsen som ble utført i
Region II /27/. Størstedelen av biotaen består av Polycheata, både som antall individer og taxa. I
tillegg er det stor andel av pigghuder, krepsdyr og bløtdyr i benthossamfunnet.
Diversitetsindeksene til bunnfaunaen på Varg er noe lavere i 2012 sammenlignet med 2009, men
høyere enn i 2006. Feltet ligger imidlertid i den sørlige grunne subregionen der resultatene fra de
regionale stasjonene viser store naturlige variasjoner over tid. Dette gir derfor stort standardavvik
for naturlig referanse (NR), og verdiene fra Varg ligger innenfor dette. Det er ikke påvist
forstyrrelser i faunaen ved Varg-feltet.
I miljøundersøkelsen i Region II (2012) ble det ikke funnet indikasjoner på at bunnfaunaen ved
Varg var forstyrret eller påvirket av aktiviteten i området /27/.
5.1.5
Fisk
De dominerende fiskeartene i de frie vannmassene i Nordsjøen er sild og brisling, som befinner seg
i regionen hele året. Makrell og hestemakrell er i hovedsak til stede om sommeren når de vandrer
inn i Nordsjøen fra sør og nordvest. De dominerende torskefiskene er torsk, hyse, hvitting og sei
mens de viktigste flatfiskene er rødspette, gapeflyndre, sandflyndre, tunge og lomre. Tobis, øyepål
og sild er de viktigste planktonspisende fiskebestandene i Nordsjøen.
I de sentrale delene av Nordsjøen avløses den voksne silda av ungsild, brisling forekommer, og
torskefiskene domineres av hvitting og hyse. Store deler av dette området er generelt mindre
fiskerikt enn lenger nord, og det er preget av lav primærproduksjon. I øst, med dybder på 50–100
m, er oppvekstområder for sild og torsk. Her er det også viktige tobisområder, og det er
hovedhabitatet for flyndre. Tabell 14 presenterer de viktigste fiskeartene i Nordsjøen.
Tabell 14. Viktigste fiskeartene i Nordsjøen; hva de spiser, gyteperiode og habitat
Art
Torsk
Næring
Krepsdyr, tobis, sild
og øyepål
Gyteperiode
Januar og april
Sei
Hoppekreps, krill,
larver og yngel,
øyepål og sild
Planktonspiser,
fiskelarver og
småfisk
Plankton, inkludert
krill og hoppekreps
Krepsdyr, inkludert
krill og hoppekreps
Plankton
Januar til mars
Makrell
Nordsjøsild
(nøkkelart i området)
Øyepål
Tobis / Havsil
(nøkkelart i
økosystemet)
Mai - juli
Habitat
Bunnlevende, men
beiter også i høyere
lag
Bunnlevende, men
beiter også i høyere
lag
Pelagisk, stim
Høst
Pelagisk, stim
Mars til april
Tilknyttet
mudderbunn
Sandbunn, graver
seg ned i sanden,
dvale på vinteren
November til februar
50
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
5.1.6
Pattedyr
Bortsett fra Norskerenna så er Nordsjøen et grunt havområde med dybder fra 50 til 200 meter i de
nordligste delene. Dette gjør at området er mindre egnet som oppholdssted for de store hvalartene.
Tre mindre hvalarter opptrer imidlertid regelmessig i Nordsjøen: vågehval, nise og kvitnos
(springer). Disse finnes over store deler av havområdet og beiter på fisk som tobis, sild og makrell,
men også på dyreplankton. Nise og springer er knyttet til regionen mens vågehval oppholder seg i
området i forbindelse med næringsvandring og er da mest tallrik i områdene nord og vest i
Nordsjøen.
Nise er klart den mest tallrike hvalarten i Nordsjøen og tellinger gjort mellom 1994-2005 tyder på at
bestanden i denne tidsperioden er relativt stabil. Det kan imidlertid være store endringer fra år til år
i fordelingen av nise og vågehval i Nordsjøen, noe som antakelig er en følge av endringer i
byttedyrsituasjonen.
Springer er en fellesbetegnelse på kvitnos og kvitskjeving. Kvitnosen er den absolutt vanligste i
Nordsjøområdet. Denne antas å spise fisk i de frie vannmassene. Andre hvalarter, både
bardehvaler og delfinarter, opptrer sporadisk i området.
Det finnes to selarter i Nordsjøen, steinkobbe og havert. Begge disse artene er stedegne og
kystnære.
5.1.7
Sjøfugl
Sjøfugl er en viktig komponent i kyst- og havmiljøet, blant annet som et svært synlig ledd på toppen
av lange næringskjeder. Bestandsutvikling, overlevelse og reproduksjon hos sjøfugl er gode
indikatorer på tilstanden i marine økosystemer. Nordsjøen (Skagerrak inkludert) huser store
bestander av sjøfugl. Det er imidlertid et fåtall arter av sjøfugl som hekker i Nordsjøen. Dette
skyldes først og fremst at det ikke eksisterer noen store fuglefjell i området. Dette gjør også at de
fleste store kolonier av klippehekkende arter befinner seg nord for polarsirkelen. Nordsjøen og
Skagerak er likevel et viktig område for mange bestander av sjøfugl. I hekkeperioden er området
primært viktig for bestander tilhørende i Sør-Norge og nordøstlige deler av Storbritannia. Utenom
hekketiden er området viktig og brukes av sjøfugl fra hekkeområdene lenger nord.
Bestandene av sjøfugl varierer svært mye med årstid og fuglene bruker ofte helt andre områder på
vinteren enn på sommeren. De fleste sjøfugler oppholder seg på kysten eller i relativt kystnære
farvann og i nærheten av hekkelokaliteten og kolonien i hekkeperioden. Man kan allikevel finne at
enkelte arter, som f eks havhest kan vandre mye lenger mellom hver gang den besøker hekke
lokaliteten. Alkefuglene derimot oppholder seg nærmere kolonien i hekkeperioden. En del arter som havsule, havhest, krykkje og alkefugler - har tilhold i åpent hav gjennom det meste av
vinterhalvåret. Under svømmetrekket den første måneden etter hekkingen kan det være et
betydelig antall ikke flygedyktige alkefugler i åpent hav i Nordsjøen og på bankene.
Fugl på åpent hav er vanskelig å kvantifisere, og variasjoner gjennom året og mellom områder er
store. Store ansamlinger kan finnes, spesielt i områder med høy tetthet av byttedyr som pelagisk
fisk, og gjennom flokkdannelse i perioder av året. Det er ikke antatt at Varg-feltet er et område med
spesiell høy tetthet av sjøfugl.
51
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
5.1.7.1
Sjøfugl og miljøverdi
På hjemmesiden til Miljødirektoratet finnes vurderinger av miljøverdiene i havområdene våre /31/.
Fordelingen av arter, naturtyper og økosystemfunksjoner bestemmer områdenes miljøverdi i havet.
Når sjøfugl skal hekke oppsøker de gjerne bestemte, gunstige steder der de samler seg i store
mengder. Slike steder er eksempler på områder med stor miljøverdi.
NINA og Polarinstituttet er ansvarlige for oppdatering og kvalitetssikring av sine respektive
sjøfugldatabaser, og samarbeider om presentasjon av dataene gjennom SEAPOP. Datagrunnlaget
for åpent hav, som også dekker Varg-området, er basert på modellerte data, der utbredelsen er
modellert ut fra toktdata over nesten 30 år samt miljøparametere og geografi gjennom GAMmodeller /32/. Dataene fra Nordsjøen og Skagerrak omfatter data fra institusjoner i alle
Nordsjølandene gjennom databasen ”Seabirds at Sea”.
En beskrivelse av verdisetting av sjøfugl på åpent hav tar utgangspunkt i en rekke parametere som
nasjonal status, hvilken status artene har på rødlista, om arten er ansvarsart etc. En nærmere
beskrivelse av kriterier for fastsettelse av miljøverdi er gitt i /33/.
Figur 21 viser miljøverdi for sentrale og sørlige deler av Nordsjøen /31/. Varg-feltet er lokalisert i
randsonen i vest av et område som får miljøverdi på 6 til 7 fra og med desember til om med mars.
Som et resultat fra analysen i karttjenesten er dette et viktig område på grunn av lokalisering av
lomvi - åpent hav, med kriteriebeskrivelse K2 Livshistorisk viktige områder (verdi 1), og
kriteriebeskrivelse K3 Trua, sårbare eller nedadgående arter (verdi 3). Dette viser at området får en
relativ høy miljøverdi på grunn av tilstedeværelse av lomvi på åpent hav i vinterperioden fordi arten
er truet, sårbar eller for nedadgående.
I vår- sommer- og høstperioden (april – november) er det de kystnære områdene som har høyest
miljøverdi, og det er ikke registrert miljøverdi i denne perioden for selve Varg-området. I tilstøtende
områder rundt Varg er det registrert områder med miljøverdi 6 til 7 også i denne perioden /31/.
Likevel kan det konkluderes at Varg-området ikke er et spesielt viktig område for sjøfugl.
52
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 20. Øverst: Miljøverdi for sjøfugl i den sentrale og sørlige delen av Nordsjøen i perioden
desember – mars. Nederst: Miljøverdi for sjøfugl i området ved Varg-feltet i perioden april – juli
(venstre panel), og august – november (høyre panel). Varg-feltet er markert med ring /31/.
53
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
5.1.8
Særlig Verdifulle Områder (SVO)
Gjennom arbeidet med «Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerak» ble det faglige
grunnlaget analysert og beskrevet gjennom flere fagrapporter. Rapporten «Sårbarhet for særlig
verdifulle områder» er en del av det faglige grunnlaget for forvaltningsplanen for Nordsjøen og
Skagerrak /29/. Her defineres flere områder som ansees som særlig verdifull med bakgrunn i ulike
ressurser (dyreliv), habitat, naturtype, landskap, kulturhistorie og geologi.
Figur 21. Særlige verdifulle og sårbare områder i Nordsjøen og Skagerak. Varg er markert med stjerne
/22/.
Varg-feltet ligger utefor definerte områder som er særlig verdifulle og sårbare, men øst og sør for
Varg er det en SVO som defineres ut fra gytefelt for makrell. Det påpekes likevel at disse
gyteområdene ikke er statiske og definerte, slik at det i enkelte år kan være sannsynlig med gyting
også innen Varg-området.
54
Konsekvensutredning
Tittel:
5.2
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Samfunnsinteresser og næringsvirksomhet i området
5.2.1
Kulturminner
Det er generelt et potensiale for å finne kulturminner på norsk kontinentalsokkel, både i form av
steinalderfunn og skipsvrak. Funn fra steinalderen vil på norsk sokkel typisk befinne seg i de
øverste 50 cm av bunnsedimentene. Typiske gjenstander er ulike former for steinredskaper, selv
om en ikke kan utelukke funn av organisk materiale.
Norsk oljemuseum har på oppdrag fra Olje- og energidirektoratet, Oljedirektoratet og Norsk olje og
gass utarbeidet en kulturminneplan for Petroleumssektoren. I denne er det en prioriteringsliste over
felt som industrien, fagmyndighetene og Riksantikvaren definerer som de mest interessante
kulturminnene fra Petroleumsvirksomheten, med A som høyeste og D som laveste prioritet. Varginstallasjonen har fått prioritet C, nest laveste prioritet.
Figur 22 viser fordelingen av kjente skipsvrak langs og utenfor kysten. Av figuren fremkommer det
at Varg-installasjonen ikke befinner seg i et område hvor det er registrert et stort antall skipsvrak.
Det er heller ikke registrert vrak under inspeksjonene som er utført på feltet.
Figur 22. Oversikt over skipsvrak fra Fiskeridatabasen og Oljedirektoratet /34/. Varg-feltet er markert
med sort stjerne.
55
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
5.2.2
Fiskeri
Flere kommersielt viktige fiskeslag har sine gyte- og oppvekstområder i Nordsjøen. I tillegg ansees
Nordsjøen som et viktig område for norske fiskeriinteresser. Den totale fiskemengden i Nordsjøen
har variert mellom 11 og 15 millioner tonn de siste 20 årene. Hovedvekten av fisket er på artene
torsk, sei, makrell, sild, kolmule, øyepål, tobis og reker. I 2012 var det god rekruttering til årsklassen
av øyepål. Gytebestandene til sei og høstgytende nordsjøsild er i god forfatning. Hos torsk har det
vært en gradvis økning i gytebestanden men tilstanden er fortsatt kritisk lav. Tobis, torsk og sild har
fortsatt lav rekruttering /29/.
Det brukes et mangfold av fiskeredskaper rettet mot de spesifikke arter og basert på deres særpreg
som adferd, næringsvandring og gytevandring. De fiskeredskapene som er beskrevet i Tabell 15
brukes av den norske kystflåten på de artene som er aktuelle i Nordsjøen. Figur 23 viser også
eksempler på to typer fiskeredskap som brukes i Nordsjøen. I Varg-området er det hovedsakelig
bunntrål som benyttes.
Tabell 15. Oversikt over fiskeredskaper og aktuelle fiskearter
Hovedgruppe
Type
Fiskearter
Garn
Krokredskaper
Trål
Bunn, fløyt og drivgarn
Line, juksa og dorg
Bunn, pelagisk og
semipelagisk
Snurpenot og landnot
Torsk og sei
Torsk og makrell
Øyepål, Tobis, torsk og sei,
noe sild, makrell og lodde
Sild, makrell og lodde
Not
Figur 23. Eksempel på fiskeredskaper, henholdsvis garn og trål
Satellittsporing ved bruk av AIS gir en meget god oversikt over hvor fiskeriaktiviteter (med fartøy
over sporingsgrensen) foregår til enhver tid. Sporingsgrensen som er satt for fiskefartøy ligger på
15m for norske og EU-fartøy, mens andre utenlandske fartøy ligger på 24m. Satellittsporingsdata
av større fiskefartøy i Varg-området er innhentet fra Fiskeridirektoratet. Disse er bearbeidet og
presentert i Figur 24 og Figur 25 som illustrerer kvartalsvis registrert norsk og utenlandsk
fiskeriaktivitet omkring Varg-installasjonen for henholdsvis 2012 og 2013.
56
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 24. Registret norsk og utenlandsk fiskeriaktivitet i området omkring Varg i 2012. Figuren er
basert på data fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøy (AIS)
57
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 25. Registret norsk og utenlandsk fiskeriaktivitet i området omkring Varg i 2013. Figuren er
basert på data fra Fiskeridirektoratets satellittsporing av større fiskefartøy (AIS)
Resultatene fra satellittsporingen viser at det foregår noe fiske i området øst for Varg i 2. og
3.kvartal, mens det i 4.kvartal er et begrenset fiske i nærheten av Varg. I 1.kvartal er det ikke
registrert fiskeriaktivitet i området omkring installasjonen.
58
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
5.2.3
Skipstrafikk
Nordsjøen er et av verdens mest trafikkerte seilingsområder og er trafikkert av alle mulige
kategorier skip og alle typer last. Området har flere viktige transportårer, derav trafikk til og fra
Østersjøen, som transitt til nordområdene langs Norskekysten og trafikk mellom de store havnene i
Norge og andre nordsjøland. Sammenlignet med andre norske havområder er skipstrafikken i
Nordsjøen (og Skagerrak) av større omfang og mer kompleks. Det meste av skipstrafikken (3/4) i
Nordsjøen er lokalisert utenfor norsk økonomisk sone, hvor den sørlige delen har svært tett
skipstrafikk /22/. Tetthet av skipstrafikk og trafikkompleksiteten innenfor norsk økonomisk sone er
vist i Figur 26. Figuren illustrer at Varg ligger utenfor de mest belastede skipstrafikkområdene.
Figur 26. Tetthet av skipstrafikk i Nordsjøen og Skagerrak i juni 2011 basert på AIS-data /22/.
59
Konsekvensutredning
Tittel:
6
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Miljømessige konsekvenser ved disponering av Varginnretninger og rørledninger
Som tidligere beskrevet (se avsnitt 2.2) planlegges det med full fjerning av Varg A og
havbunnststrukturer (herunder PLET) og påfølgende frakt til land for videre håndtering. For
rørledningene tilknyttet Varg-feltet vurderes følgende alternativer :
1. Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ (base case)
2. Fjerning av alle rørledninger
3. Grusdumpe stigerørsystem og etterlatelse av 6" gasseksportrørledning in situ
Miljø- og samfunnsmessige vurderingene knyttet til disse løsningene beskrives i henholdsvis
kapittel 6 og 7.
6.1
Energivurderinger
Energibehovet for marine operasjoner er estimert på bakgrunn av beregnet omfang av aktiviteter,
inkludert forberedende arbeid offshore, type fartøy brukt, mobilisering/demobilisering av fartøy, og
varighet av operasjonene. Det er også medberegnet en ventetid på 15 % for de ulike fartøyene. I
tillegg er internasjonale standarder /28/ for forbruk av drivstoff benyttet i beregningene. For
aktiviteter knyttet til Petrojarl Varg er det imidlertid brukt prosjektspesifikke data på fuel rate (15
tonn diesel / dag). Det fremheves imidlertid at energiberegningene kun er anslagsvise, da det
fortsatt er tidlig i planleggingsfasen og det dermed foreligger usikkerhetsmomenter knyttet til
alternativene som vurderes. Det vil for eksempel være usikkerheter knyttet til varighet av de marine
operasjonene, men dette gjelder for alle alternativene og det vil dermed ikke ha en så stor
betydning i forhold til resultatene.
6.1.1
Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
Basert på informasjon fra tidligere gjennomførte fjerningsprosjekt og tilhørende energiberegninger,
framgår det at de marine operasjonene knyttet til forberedelse for fjerning, samt selve fjerningen, er
mest energikrevende. Ved sammenligning utgjør energi knyttet til hogging på land en beskjeden
andel av totalen. Dette gjenspeiles også i energibalansen ved fjerning av Varg A,
havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer som er vist i Figur 27. Det totale energibehovet ligger i
overkant av 160 000 GJ, hvor de marine operasjonene og omsmelting av materialer utgjør
henholdsvis 48 % og 40 %. Ved bruk av Norsk Olje & Gass sitt forslag til konsekvensnøkkel for
energibruk ved offshore avvikling /19/ vurderes det estimerte energiforbruket å ligge innenfor
konsekvenskategorien «liten negativ».
60
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 27. Energibalanse for fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
6.1.2
Rørledninger
For rørledningene tilhørende Varg-feltet er tre ulike alternativer studert nærmere. Energibehovet
forbundet med disse alternativene er presentert i Figur 28. For alternativ 2 og 3 er det i
beregningene tatt med en erstatningsverdi for materialene som etterlates in situ. Dette gir et
teoretisk energiforbruk ved nyproduksjon av materialer (herunder stål) tilsvarende den mengden
som etterlates.
Av figuren fremgår det at alternativet med grusdumping av stigerørsystemet og etterlatelse av
gasseksportrørledning (3) vil ha det høyeste energiforbruket, i underkant av 80 000 GJ. 88 % av
totalen kommer fra erstatning av materialer som etterlates på sjøbunnen (i.e. energi til
nyproduksjon av stål). Ved fjerning av alle rørledninger (2) ligger energibehovet i underkant av
70 000 GJ, hvor mesteparten av energiforbruket vil komme fra de marine operasjonene, 58 %.
Alternativet med fjerning av stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledning (1) har lavest
estimert energibehov og ligger på omtrent 56 000 GJ. Her vil også erstatning for materiale som
etterlates på sjøbunnen utgjøre størstedelen av totalen, 48 %. Ved sammenligning med Norsk Olje
& Gass sitt forslag til konsekvensnøkkel for energibruk ved offshore avvikling /19/ vurderes
energiforbruket ved alle disponeringssalternativene til å ligge innenfor konsekvenskategorien
«ubetydelig / ingen».
61
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 28. Energibalanse for de ulike disponeringsalternativene
6.2
Utslipp til luft
Utslipp til luft i forbindelse med fjerning og hogging av offshore innretninger er primært knyttet til
forbrenning av fossilt drivstoff i de marine operasjonene, samt gjenvinning av materialer.
Fjerningsalternativene vil medføre bruk av tungløftfartøy og andre ulike typer fartøy knyttet til
forberedelse til fjerning og selve fjerningsoperasjonene, og vil således bidra med utslipp til luft. Det
fremheves imidlertid at utslippsberegningene kun er anslagsvise, da det foreligger
usikkerhetsmomenter knyttet til begge alternativene som vurderes.
Utslipp til luft for marine operasjoner er estimert på bakgrunn av beregnet omfang av aktiviteter,
inkludert forberedende arbeid offshore, type fartøy brukt, mobilisering / demobilisering av fartøy, og
varighet av operasjonene. Det er også medberegnet en ventetid på 15 % for de ulike fartøyene. I
tillegg er internasjonale standarder /28/ for utslippsfaktorer benyttet i beregningene. For Petrojarl
Varg er det anvendt prosjektspesifikk NOx-faktor (49,4 kg NOx / tonn brenselforbruk eller material
prosessert). For utslipp i forbindelse med operasjoner på land er estimatet basert på materialvekt
samt internasjonale standarder /28/. Siden lokalitet for opphogging og omsmelting ikke er kjent på
nåværende tidspunkt vil det være veldig stor usikkerhet og ukjente faktorer bla i forhold til hvilke
type transportmiddel som vil bli brukt til transport av materialene på land, og distansen materialene
skal fraktes for ulik håndteringer. Av den grunn er ikke transport av materialer på land tatt med i
beregningene for utslipp til luft.
62
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
6.2.1
Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
Estimerte utslipp av CO2, NOx og SO2 ved fjerning og disponering av Varg A, havbunnsstrukturer
og andre hjelpesystemer er presentert i Tabell 16.
Det totale CO2 utslippet ligger i underkant av 13 000 tonn. Ved sammenligning med det totale
utslippet fra petroleumsvirksomheten på norsk sokkel i 2012 utgjør det totale CO2 utslippet
forbundet med avvikling av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer ca. 0,12 % /35/.
55 % av CO2 utslippet ved avviklingen vil stamme fra omsmelting av materialer, mens det
resterende utslippet i hovedsak vil komme som en følge av de marine operasjonene.
Det totale NOx utslippet for avviklingsløsningen er beregnet til ca. 120 tonn, hvor de marine
operasjonene utgjør 90 %. Til sammenligning var det totale NOx utslippet fra
petroleumsvirksomheten på norsk sokkel 44 504 670 tonn i 2012 /36/.
Det totale SO2 utslippet er estimert til 60 tonn og er fordelt relativt likt på marine operasjoner og
omsmelting av materialer. Det må imidlertid presiseres at beregningene er basert på noe eldre
datamateriale (2000) /28/. Av den grunn er det sannsynlig å anta at dagens renseteknologi er
forbedret og at de faktiske SO2 utslippene fra omsmelting av materialer er noe lavere enn estimert
for avviklingsløsningen. I forhold til det totale utslippet av svoveloksider fra petroleumsvirksomheten
på norsk sokkel i 2012 utgjør det estimerte SO2 utslipp for avviklingsløsningen 0,007 % /37/.
Prosentandelen vil imidlertid være noe annerledes sammenlignet med kun det totale SO2 utslippet
på norsk sokkel.
Tabell 16. Estimert utslipp til luft ved fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
Aktivitet
Marine operasjoner
Demontering / hogging
Omsmelting av materialer
Totalt
Estimert utslipp til luft (tonn) ved
fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og
andre hjelpesystemer
CO2
5 800
30
7 030
12 860
NOx
110
1
10
121
SO2
20
7
30
57
Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin håndbok /19/ angir ingen kvantitative kategorier for angivelse
av konsekvens ved utslipp til luft. Grunnen til dette er at flere av komponentene som vurderes kan
ha ulike virkninger i form av geografisk karakter. CO2 utslipp vil for eksempel medvirke til global
oppvarming, som vil være en konsekvens av ulike bidrag og gjør det dermed vanskelig å peke på
viktigheten av hver enkel kilde. Utslipp av NOx og SO2 kan medvirke til ulike type
miljøkonsekvenser av regional og lokal karakter. Beliggenhet av utslipp (nærområde, region og førtilstand / tålegrense) vil da være avgjørende for omfang av konsekvens, noe som gjør en generell
kvantifisering vanskelig.
63
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Da de fleste marine operasjonene vil foregå langt til havs og lokalitet for opphogging og omsmelting
ikke er kjent er konsekvensene av disse utslippene ikke videre vurdert. Omfanget av utslipp fra
aktivitetene knyttet til avvikling av Varg-installasjonen og tilhørende infrastruktur (inkludert
rørledninger) er isolert sett beskjedne, men vil sammen med andre kilder til utslipp kunne bidra til
negative miljøkonsekvenser. Utfordringen blir derfor å gjennomføre de ulike operasjonene på en
mest mulig energibesparende måte slik at utslippene til luft minimeres.
6.2.2
Rørledninger
Figurene 29-31 viser estimert mengde utslipp til luft (henholdsvis CO2, NOx og SO2) for de tre
disponeringsmulighetene for rørledningene tilknyttet Varg-feltet. Som for Varg A er det de marine
operasjonene og omsmelting av materialer som utgjør hovedparten av det totale utslippet. I tillegg
er det i beregningene for etterlatelsesalternativene inkludert en erstatningsverdi for materialene
som etterlates in situ. Dette gir et teoretisk utslipp til luft ved nyproduksjon av materialer (herunder
stål) tilsvarende den mengden som etterlates.
Figur 29. Estimerte CO2 utslipp for de ulike disponeringsalternativene
Totalt CO2 utslipp ligger på om lag 4 500 tonn (alternativ 1), 5 600 tonn (alternativ 2) og 6 000 tonn
(alternativ 3) for de tre avviklingsløsningene. De marine operasjonene utgjør den største andelen
for alternativ 2, mens erstatning av materialer som etterlates på sjøbunnen gir det største bidraget
for alternativ 1 og 3.
64
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Figur 30. Estimerte NOx utslipp ved de ulike disponeringsalternativene
Som det fremgår av Figur 30 ligger det totalt estimerte NOx utslippet på ca. 23 tonn (alternativ 1),
60 tonn (alternativ 2) og 24 tonn (alternativ 3), hvor de marine operasjonene utgjør henholdsvis 70
%, 92 % og 58 %.
Figur 31. Estimerte SO2 utslipp ved de ulike disponeringsalternativene
65
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Det totale SO2 utslippet er estimert til rundt 16 tonn (alternativ 1), 22 tonn (alternativ 2) og 18 tonn
(alternativ 3).
Ved sammenligning har alternativ 1, fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av VGE, det lavest
estimert utslipp for alle utslippsgruppene (CO2, NOx og SO2). Alternativ 3 er estimert med det
største CO2 utslippet, mens alternativ 2 har størst utslipp av NOx og SO2.
6.3
Utslipp til sjø
6.3.1
Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
Det planlegges ikke utslipp av vann i forbindelse med rengjøringsoperasjoner som vil medføre
negative påvirkninger på miljøet. Om det senere skulle vise seg behov for utslipp av vesentlig
omfang vil det søkes om ny utslippstillatelse og situasjonen vil bli håndtert i henhold til regelverket.
Totalt er det forventet en marin vekst på ca. 580 tonn (våt vekt) på stålstrukturen (se avsnitt 1.2.2).
Dette vil være begrensede mengder marin begroing, og det antas at dette ikke vil føre til negative
konsekvenser lokalt. I områder hvor pælene skal kuttes må den marine veksten fjernes i forkant av
kutteoperasjonen. Dette er for å sikre at kutteverktøyene er festet riktig og sikkert til pælene, samt å
hindre kutteredskap i å henge seg opp. Dette kan for eksempel utføres ved høytrykksspyling av
kutteområdene ved bruk av ROV. Den resterende mengden med marin vekst fjernes fra
understellet, ved standard prosedyre, etter at det er fraktet til land (se avsnitt 2.5) for videre
håndtering av marin vekst).
Utover dette planlegges det ikke for ytterligere utslipp til sjø i forbindelse med fjerning av Varg A,
havbunnsstrukturer eller hjelpesystemer. Eventuelle tilstedeværende skadelige stoffer vil enten
fjernes mens plattformen er offshore eller blir sortert ut på land, og risiko for akutte utslipp vil
dermed være lav og eventuelle utslipp små. Av den grunn er eventuelle negative konsekvenser
som følge av utslipp til sjø ved fjerning av Varg A,havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
vurdert som «ubetydelig / ingen» (se avsnitt 6.10.1).
6.3.2
Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1)
6" gasseksportrørledningen vil bli rengjort for å så bli etterlatt med åpne ender for å fremskynde
naturlig nedbrytning. Etter rengjøring er det muligheter for det vil bli gjenværende rester av olje i
rørledningen som potensielt vil medføre neglisjerbare utslipp gjennom 10-30 år før alle
hydrokarboner er fullstendig oppløst.
Den etterlatte rørledningen vil over tid være utsatt for en nedbrytningsprosess. Vanligvis er dette en
svært langsom prosess som påvirkes av en rekke ulike faktorer, som for eksempel materialene
brukt i rørledninger og miljøet hvor de befinner seg i /7/. Den største kilden for forurensing fra
etterlatelse av stive rør er bruken av korrosjonsbeskyttende offeranoder, som vanligvis består av
66
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
sink eller aluminium. Den gradvise utlekkingen av anodene medfører oppløsning av kontrollerte
mengder aluminium, kadmium og sink /38/.
Generelt kan man si at nedgravning påvirker nedbrytningen av rørledninger /7/. Den biologiske
tilgjengeligheten til metallene vil også være noe begrenset når rørledningen er grusdumpet.
Miljøovervåking vil skje som en del av den regulære miljøovervåkingen i Region II. Det vil bli
gjennomført miljørelaterte overvåkingsundersøkelser med tre års mellomrom etter fjerning av
installasjonen i henhold til Aktivitetsforskriftens §§52 og 54 og retningslinjer for miljøovervåking
etter avsluttet offshore virksomhet (Miljødirektoratet, TA-2848). Antall miljøovervåkinger av Vargfeltet vil bli vurdert i dialog med Miljødirektoratet.
På bakgrunn av dette anses de totale konsekvensene som følge av utslipp til sjø ved nedbrytning
av etterlatte rørledninger som «ubetydelig / ingen» (se avsnitt 6.10.2).
6.3.3
Fjerning alle rørledninger (2)
Rørledningssystemet tilhørende Varg-feltet planlegges å rengjøres slik som beskrevet i avsnitt
2.1.4. Detaljene knyttet til rengjøringsoperasjonene vil bli utarbeidet i neste fase av prosjektet.
Eventuelle utslipp i forbindelse med rengjøringsoperasjonene vil imidlertid være underlagt en
utslippstillatelse fra Miljødirektoratet og er dermed ikke favnet av foreliggende
konsekvensutredning.
Det forventede omfanget av negative miljømessige virkninger forårsaket av utslipp til sjø som følge
av fjerning av alle rørledninger vurderes av den grunn som «ubetydelig / ingen» (se avsnitt 6.10.3).
6.3.4
Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3)
Vurderingene beskrevet i avsnitt 6.3.3 vil også være gjeldende ved grusdumping av
stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledning.
Det forventede omfanget av negative miljømessige virkninger forårsaket av utslipp til sjø som følge
av fjerning av gasseksportrørledningen vurderes som «ubetydelig / ingen» (se avsnitt 6.10.4).
6.4
Påvirkning av havbunnen
6.4.1
Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
I forbindelse med fjerning av stålunderstellet og ulike havbunnsstrukturer (herunder PLET) vil den
fysiske påvirkningen på sjøbunnen primært knyttes til eventuelt grave / mudringsarbeid. Ved kutting
av pælene, eksempelvis med Diamond Wire Cutting metoden, er det antatt at det må mudres ca. 2
meter under hver pælegruppe for å få tilstrekkelig tilgang til pælene. Kuttes pælene derimot
innenfra vil det redusere behovet for mudring. I forkant av fjerningsoperasjonen vil det uansett bli
nødvendig med mudring for å flytte eventuelt sediment / sement / borekaks som dekker den nedre
67
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
strukturen. Mudringsarbeidet vil medføre at sediment og spor av borekaks virvles noe opp i
vannmassene før det deretter synker til bunns i nærområdet. Utover nedslamming av havbunnen
har vannbasert borekaks kun små negative innvirkninger på det marine miljøet.
Overvåkning av mudringsarbeid fra tidligere avviklingsoperasjoner har vist at spredningen knyttet til
mudringsoperasjoner er mindre enn tidligere antatt. Overvåkningen som ble utført i etterkant av
fjerning av installasjoner på Ekofisk viste at hovedparten av partiklene sedimenterte innen en
avstand på 10-20 meter fra selve mudringsoperasjonen /39/. På bakgrunn av dette er det dermed
rimelig å anta at mudringsarbeidet i forkant av fjerning av stålunderstellet på Varg A og
havbunnsstrukturene vil medføre at et område på 10-20 meter fra operasjonen påvirkes i form av
re-sedimentasjon av oppvirvlede partikler. Dette kan også bekreftes av den tidligere beskrivelsen
av havbunnen, som viser til et område med tettpakket sand med lite organisk materiale (se avsnitt
5.1.2). Partiklene som graves opp i forbindelse med mudring vil dermed i stor grad bestå av store
partikler / sand, som vil falle fort til bunnen.
På basis av dette er det samlede forventede omfanget av fysiske virkninger på havbunnen som
følge av fjerning av Varg A, havbunnstrukturer og andre hjelpesystemer vurdert som «liten negativ»
(se avsnitt 6.10.1).
6.4.2
Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1)
Fjerning av stigerørsystemet vil kreve noe grave / mudrearbeid som vil kunne føre til en oppvirvling
av de omkringliggende sedimentene. Som beskrevet i avsnitt 6.4.1 er det antatt at et område på
10-20 meter fra mudringsoperasjonen vil påvirkes i form av sedimentasjon av oppvirvlede partikler.
Det geografiske omfanget av oppvirvling og påfølgende nedslamming vil dermed være en del
større sammenlignet med fjerning av Varg A og havbunnsstukturer.
Som beskrevet i avsnitt 6.4.1 er problematikken knyttet til dette i hovedsak nedslamming av
havbunn og bunnlevende organismer. Herunder vil mest sannsynlig de ikke mobile / lite mobile
organismene nær oppvirvlingsstedet være mest utsatt. Bunndyr er i stor grad tilpasset en viss
partikkelsedimentasjon, men vil kunne bli sterkt påvirket i området der nedslammingen er kraftigst.
Det er imidlertid ikke påvist sårbare havbunnsmiljø verken i Rev eller Varg-området, og
bunnfaunaen der nedslammingen er mest intenst er forventet å kunne reetablere seg i løpet av få
år.
I tillegg kan lektere og fartøy som benyttes under fjerningen forårsake oppankringsskader på
havbunnen på et svært avgrenset område. Sanden vil imidlertid bli jevnet ut i løpet av kort tid, og
restitusjonen av bunnfaunaen er forventet å skje relativt raskt. Omfanget av virkningen av den
fysiske forstyrrelsen forventes således å være liten.
Ved etterlatelse av gasseksportrørledningen vil kun selve kutteoperasjonen og eventuell mudring i
forbindelse med dette medføre forstyrrelser av havbunnen. I tillegg vil det forekomme noe tildekking
i endene.
Det totale omfanget av virkninger forårsaket av fjerning av stigerørsystemet og etterlatelse av
gasseksportrørledningen vurderes som «liten negativ» (se avsnitt 6.10.2).
68
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
6.4.3
Fjerning av alle rørledninger (2)
Som beskrevet i avsnitt 6.4.2 vil fjerning av rørledninger kreve noe grave / mudrearbeid i forkant av
selve fjerningsoperasjonen, med påfølgende oppvirvling av de omkringliggende sedimentene.
Mengden grave / mudrearbeid som kreves vil imidlertid vesentlig større siden alternativet også
innebærer fjerning av den grusdumpete gasseksportrørledningen.
I tillegg kan lektere og fartøy som benyttes under fjerningen forårsake oppankringsskader på
havbunnen på et svært avgrenset område.
Som beskrevet i avsnitt 6.4.2 er det antatt at restitusjonen av bunnfaunanen vil skje i løpet av
relativt kort tid. Det totale omfanget av virkninger forårsaket av fjerning av alle rørledninger
vurderes som «liten negativ» (se avsnitt 6.10.2).
6.4.4
Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3)
Grusdumping av stigerørsystemet vil føre medføre at store mengder med nytt materiale vil
plasseres på havbunnen. Dette vil representere substrata som er ulik den naturlige i området. Over
tid er det muligheter for at det kan gi grobunn for andre organismer enn de som lever i den stedlige
sandige bunnen. Grusdumpingen vil også medføre noe oppvirvling av omkringliggende sedimenter
med påfølgende nedslamming.
Ved etterlatelse av gasseksportrørledningen vil kun selve kutteoperasjonen og eventuell mudring i
forbindelse med dette medføre forstyrrelser av havbunnen. I tillegg vil det forekomme noe tildekking
i endene.
Restitusjonen av bunnfaunanen er antatt å vil skje i løpet av relativt kort tid.
Fysiske konsekvenser på havbunnen som følge av etterlatelse av rørledningen er vurdert som
«liten negativ» (se avsnitt 6.10.4).
6.5
Spredning av forurensning
6.5.1
Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
Som beskrevet tidligere (se avsnitt 6.4) vil mudring i forbindelse med fjerning av understell og ulike
havbunnsstrukturer (herunder PLET) kunne påvirke havbunnen, herunder oppvirvling av sediment.
Både vann- og oljebasert borekaks har blitt generert under boreprosessene ved Varg-feltet, se
avsnitt 5.1.2. Siden brønnen på Varg ble boret etter at forbudet mot utslipp av oljebasert borekaks
hadde trådt i kraft, er det ingen utslipp av oljebasert borekaks. Estimert mengde vannbasert
borekaks som er sluppet i perioden 1997-2012 utgjør ca. 10 000 tonn. Det planlegges å
gjennomføre en site survey i nærheten av Varg-installasjonen for å identifisere eventuelle
borekakshauger.
69
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
I følge resultater fra miljøundersøkelsen utført i region i 2012 er miljøtilstanden ved Varg-feltet
generelt vurdert som god, se avsnitt 5.1.2. Konsentrasjon av THC i sedimentprøvene ved de ulike
målestasjonene omkring Varg-feltet viser en gjennomsnittskonsentrasjon på 2,3 mg/kg, med høyest
og lavest konsentrasjon på henholdsvis 1 mg/kg og 5 mg/kg. De høyeste konsentrasjonene er ved
målepunktene som ligger 250 meter fra Varg-installasjonen. Disse ligger allikevel under Norsk olje
og gass sine retningslinjer på 50 mg/kg THC og krever således ikke videre undersøkelser /40/.
Av de målte metallkonsentrasjonene er det barium som skiller seg ut. Kun en av målestasjonene
ligger under grensen for signifikant kontaminering (LSC) på 31 mg/kg. De resterende har et
gjennomsnitt på over 296 mg/kg, med høyest og lavest verdi på henholdsvis 496 mg/kg og 101
mg/kg. Bariumresultatene ligger høyre enn den regionale stasjonen R2-15 (25 mg/kg Ba). Høye
bariumverdier stammer i hovedsak fra bruken av baritt som vektstoff i ulike typer boreslam.
Selv om barium har potensial for å akkumulere i akvatiske organismer, vil metallet generelt utgjøre
en lav miljørisiko. Dette kommer av at metallet har en sterk tendens til å danne uløselig salter som
har en begrenset biologisk tilgjengelighet. Det forventes derfor at metallet blir værende i den
opprinnelige formen (fra kilden baritt) eller danner andre uløselige salter. Spredning av sediment
kontaminert med barium ansees derfor ikke å utgjøre en vesentlig miljørisiko.
Spredning av forurenset sediment i forbindelse med fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og
hjelpesystemer er derfor totalt sett vurdert å medføre «ubetydelig / ingen» konsekvens (se avsnitt
6.10.1).
6.5.2
Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1)
Fjerning av stigerørsystemet vil kreve noe grave / mudrearbeid i forkant av selve
fjerningsoperasjonen. Dette vil som beskrevet tidligere (se avsnitt 6.4) føre til oppvirvling av
sediment og partikler. Ved etterlatelse av de nedgravde / grusdumpete rørledningene er det kun
selve kutteoperasjonen og eventuell mudring i forbindelse med dette som vil medføre forstyrrelser
av havbunnen og forurenset sediment.
Som følge av forurensningstilstand på Varg-feltet og Rev-feltet er imidlertid negative konsekvenser
knyttet til spredning av forurenset sediment ved fjerning av rørsystemet og havbunnstrukturer
vurdert som «ubetydelig / ingen» (se avsnitt 6.10.2).
6.5.3
Fjerning av alle rørledninger (2)
Fjerning av alle rørledninger vil kreve en del grave / mudrearbeid i forkant av selve
fjerningsoperasjonen som vil føre til oppvirvling av sediment og partikler. Som følge av
forurensningstilstand på Varg-feltet og Rev-feltet (generelt veldig likt Varg) er imidlertid negative
konsekvenser knyttet til spredning av forurenset sediment ved fjerning av rørledningene vurdert
som «ubetydelig / ingen» (se avsnitt 6.10.3).
70
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
6.5.4
Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse gasseksportrørledning (3)
Grusdumping av stigerørsystemet vil medføre noe forstyrrelser på havbunnen. Ved etterlatelse av
den grusdumpete rørledningen er det kun selve frakoblingsoperasjonen og eventuell grusdumping
i forbindelse med dette som vil medføre forstyrrelser av havbunnen og forurenset sediment.
Negative konsekvenser knyttet til spredning av forurenset sediment er således vurdert til å være
«ubetydelig / ingen» (se avsnitt 6.10.4).
6.6
Påvirkning av biota
Dette kapitlet omhandler påvirkning av tiltaket på biota. Med biota menes i dette tilfellet organismer
og grupper av organismer som kan påvirkes, nærmere bestemt ulike arter av fisk, sjøfugl,
sjøpattedyr, benthiske organismer, samt organismer i det pelagiske systemet (se avsnitt 5.1 for en
beskrivelse av disse artene og gruppene av organismer).
Som beskrevet i avsnitt 1.2.2, er det en del marin vekst på installasjonene, estimert til omkring 580
tonn. Installasjonene har således fungert som et kunstig rev, hvor biota har hatt muligheten til å
vokse fritt. Ved fjerning av installasjonen fjernes også ett økosystem knyttet til en fast struktur, som
strekker seg helt opp til overflaten.
6.6.1
Plankton
Organismene i det pelagiske systemet har ofte en høy sårbarhet for ulike påvirkninger / utslipp av
kjemikalier, olje og oljekomponenter. Det forventes ikke utslipp av større mengder kjemikalier eller
olje under arbeidet med å fjerne installasjonen. Om det likevel vil være et utslipp av slike
kjemikalier, olje eller biocider, vil det volumet av vannmassene i området som påvirkes være så
små, at påvirkning av biota i det pelagiske systemet vil være «ubetydelig / ingen».
6.6.2
Benthos
I forbindelse med de ulike mudringsaktivitetene knyttet til fjerning av understell, havbunnsstrukturer,
stigerørsystemet vil det være noe oppvirvling og påfølgende resedimentering av partikler (se avsnitt
6.4 for detaljer). Ved fjerning av gasseksportrørledningen vil det i tillegg være ytterligere
mudringsarbeid, som vil strekke seg over et større område. Det er således stor mulighet for at
sedimenteringen vil føre til hel eller delvis begraving av bunndyrene i deler av dette området.
Mange av bunndyrartene har imidlertid egenbevegelse og er i stor grad tilpasset en viss grad av
partikkelsedimentasjon, noe som gjør dem mer tolerante overfor nedslamming. I tillegg har
bunndyrartene generelt god evne til å reetablere seg i et område, og der forstyrrelsen er kraftigst vil
bunnfaunaen kunne reetablere seg i løpet av få år. I tillegg vil det være et relativt beskjedent
område som påvirkes. Det bør også nevnes at det ikke er påvist sårbare havbunnsmiljø i Vargområdet (eller Rev-området). På bakgrunn av dette er påvirkningen av biota i benthos totalt sett
vurdert til å være «ubetydelig / ingen».
71
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
6.6.3
Fisk
I Varg-området (og Rev-området) er det forventet at det finnes flere pelagiske arter som sild og
brisling i tillegg til benthiske arter som ulike arter flatfisk, torsk og hyse (se avsnitt 5.1.5). Alle disse
artene vil kunne påvirkes av ulike utslipp som kjemikalier, olje, samt effekter av sedimenter som
virvles opp og resedimenterer. Imidlertid har fisk en generell høy mobilitet, og det kan antas at fisk
som oppholder seg innenfor det påvirkede området vil trekke ut om forholdene ikke blir fordelaktige.
Med bakgrunn i dette forventes det ubetydelige effekter på de ulike fiskeartene av tiltaket.
6.6.4
Sjøfugl og sjøpattedyr
Sjøfugl og sjøpattedyr vil kunne bli påvirket av arbeidet med å fjerne Varg-innretningen ved at disse
gruppene kan bli skremt fra området av støy, lys og tilstedeværelse av fartøy. Imidlertid vil en slik
påvirkning ha en begrenset geografisk utstrekning, samt en tidsbegrensning som tilsier at en
påvirkning på disse gruppene av dyr vil være ubetydelig som følge av tiltaket. Enkelte arter av
sjøfugler kan også tiltrekkes av aktiviteten, og søke mat som oppkonsentreres ved lys og i le av
konstruksjonene.
Totalt sett vil påvirkning på biota være «ubetydelig / ingen» som følge av aktiviteten med å fjerne
Varg-innretningen.
6.7
Forsøpling
Avfall som tas til land vil bli håndtert i henhold til regelverk som hindrer og begrenser negative
effekter av avfallet, herunder forsøpling. Plattformen vil sikres for fallende gjenstander under løftet
og transport til land. I denne sammenhengen er derfor forsøpling primært rettet mot forsøpling av
havet. Således er forsøpling i hovedsak forbundet med å etterlate / deponere noe på havbunnen
som ikke var der før virksomheten startet, og i utgangspunktet ikke relevant å utrede for
fjerningsalternativene.
Opprydding etter disponering av feltet er obligatorisk og det er av den grunn ikke forventet at
fjerning av Varg-installasjonene og tilhørende infrastruktur vil forårsake forsøpling. Av den grunn vil
det ikke være noen konsekvenser med hensyn til forsøpling forbundet med fjerning av Varg A,
havbunnsstrukturer, ankere og rørledninger og det er dermed kun etterlatelse av
gasseksportrørledningen og grusdumping av stigerørsystemet som utredes videre.
En etterlatelse av gasseksportrørledningen in situ (alternativ 1 og 3) er generelt ikke forventet å gi
negative konsekvenser knyttet til forsøpling av havbunnen. Rørledningen som etterlates vil være
tilstrekkelig dekket og eksponerte rørender vil enten fjernes, nedgraves og / eller dekkes over. Det
samme gjelder for stigerørsystemet (alternativ 3) som vil dekkes tilstrekkelig med stein / grus.
Videre antas det at rørledningen får ligge uforstyrret for fysiske påvirkninger (ankere, trål osv).
Naturlig nedbrytning av rørledningen vil normalt ta flere år, men dersom rørledningene skades vil
nedbrytningsprosessen gå hurtigere /7/. På bakgrunn av dette, og at en etterlatelse av
rørledningene gir en langvarig og irreversibel påvirkning, anses de negative miljøkonsekvenser
72
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
som følge av forsøpling ved å etterlate de grusdumpete rørledningene på stedet som «liten
negativ» (se avsnitt 6.10.2 og 6.10.4)
6.8
Estetiske konsekvenser ved mottaksanlegg
Estetiske konsekvenser på mottaksanlegg er kun relevant med tanke på fjerning, herunder Varg A,
havbunnsstrukturer og rørledninger (alternativ 1 og 2). Lokalitet for mottak og opphugging vil ikke
være kjent før etter at avslutningsplanen er godkjent. Derfor er konsekvensene kun basert på den
kunnskap vi har om innretningen, samt generelle vurderinger av relevante lokaliteter (se avsnitt
2.4). Varg A har stått i sjøen i ca. 16 år og det er derfor forventet en betydelig begroing av marine
organismer på den nedre delen av installasjonen. Den totale vekten av marin begroing på
understellet er estimert til å være på rundt 580 tonn (våtvekt). Fjerning av marin begroing skjer som
oftest på land, enten ved mekanisk fjerning, eller ved bruk av høytrykksspyling. Marin begroing som
følger med understellet til land vil rutinemessig bli fjernet, sendt til godkjent mottak for slikt avfall, og
komposteres. Det forutsettes at denne prosessen vil skje så raskt som overhodet mulig slik at
luktproblematikken reduseres til et minimum.
Det forventes ikke negative konsekvenser knyttet til visuelle forstyrrelser i forbindelse med
håndtering av Varg-innretningene og rørledninger på selve mottaksanlegget da mottakslokalitetene
ligger på områder som allerede er regulert til industriformål.
Støy kan utgjøre en problematikk i tilknytning til denne typen industri. Dette innebærer blant annet
støy fra klipping og kutting i metall, høytrykksspyling og maskinaktivitet. Tillatelse til drift av slike
anlegg innebærer en utarbeidelse av støykart i reguleringsprosessen av området. Tillatelsen til
anlegget skal også inneholde støygrenser ol.
Oppsummert er estetiske konsekvenser som følge av opphugging på mottaksanlegg vurdert som
«ubetydelige/ingen» for fjerningsalternativene (se avsnitt 6.10.1, 6.10.2 og 6.10.3). Avhengig av
sted og tid for huggeoperasjonen vil avbøtende tiltak implementeres for å minimere negative
konsekvenser knyttet til aktiviteter på mottaksanlegg.
6.9
Materialer, avfallshåndtering og ressursutnyttelse
Innretningen kan potensielt inneholde stoffer som kan være helse- og / eller miljøskadelige. Dette
inkluderer både materialer benyttet i innretningen og rester fra produksjonen. Identifikasjon og
kartlegging av disse stoffene vil bli gjennomført som en del av en offshore kartleggingsinspeksjon.
Materialkartleggingen gjennomføres i forkant av fjerningsarbeidet (herunder eventuelle avleiringer
av radioaktive stoffer i de ulike delene av installasjonen). Det henvises her til NORSOK standard S003 /17/. Deler som ikke lar seg inspiseres før det fraktes på land, vil dog undergå en
materialinspeksjon før opphoggingsarbeidet starter. Når Varg-innretningene ankommer
mottaksanlegget skal farlig avfall så langt det lar seg gjøre fjernes før selve opphoggingsarbeidet
starter. Materialer som ikke kan gjenbrukes vil gjenvinnes, og restavfall skal håndteres i tråd med
regelverket.
73
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Ved fjerning av Varg A, havbunnstrukturer og andre hjelpesystemer er den totale mengden
materialer som skal håndteres på land estimert til ca. 7 300 tonn. Fjerning av stigerørsystemet og
gasseksportrørledningen vil ligge på henholdsvis ca. 1 700 tonn og 1 100 tonn. Dette er
innretninger og rørledninger som i hovedsak består av gjenvinnbart stål (ca. 96 – 98 %) som kan
hugges og omsmeltes. Gjenvinning av stål anses som liten positiv konsekvens siden fremstilling av
nytt stål er mer ressurskrevende. I tillegg til stål vil det være en mindre mengde EE-avfall fra VargA.
Rørledningene består i tillegg til stål av plastmaterialer, som utgjør om lag 15 % av den totale
vekten /41/. Gjenbruk av rørene er mulig, men fortrinnsvis til tilsvarende applikasjon som
eksempelvis det rørene opprinnelig var utformet for. Det er mest sannsynlig å anta at stål og plast
separeres og sendes til gjenvinning. Fremstilling av nytt stål er over tre ganger mer
ressurskrevende enn gjenvinning. Gjenvinning av stål og plast fra rørledningene anses derfor for å
gi en liten positiv konsekvens. Steindumping av stigerørsystemet og etterlatelse av
gasseksportrørledningen er derfor vurdert å medføre en «liten negativ» konsekvens knyttet til
ressursutnyttelse.
Betongankere skal fjernes og håndteres på land. Betongen kan brukes om som fyllmasse eller som
tilsetning i ny betong (erstatter da sand eller grus).
Se avsnitt 6.10 for den samlede vurderingen for de ulike alternativene.
6.10
Oppsummering av miljømessige konsekvenser
Tabellene presentert i avsnitt 6.10.1, 6.10.2, 6.10.3 og 6.10.4 viser konsekvensmatrisen som, i
tillegg til beskrivelsene gitt i avsnitt 6.3 - 6.9, ligger til grunn for konsekvensvurderingene som er
vurdert for avslutning av virksomheten og disponering av innretninger og infrastruktur på Vargfeltet. En kort oppsummering av resultatene er gitt i kapittel 8.
6.10.1
Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer
Tabell 17 viser de miljømessige konsekvenser forbundet med anbefalt disponeringsløsning for Varg
A, havbunnsstrukturer og hjelpesystemer, herunder fjerning. Det fremheves at fjerning i seg selv
ansees som en fordel for naturen siden et «fremmed-element» fjernes fra omgivelsene. Kategorien
«forsøpling» vurderes ikke å være gjeldende, da hele strukturene planlegges fjernet og det vil
derfor ikke være forsøpling knyttet til disse aktivitetene. Eventuelle tapte enheter vil fjernes og
transporteres til land for videre håndtering.
74
Konsekvensutredning
Tittel:
Nr.:
Ver.:
Dato:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Tabell 17. Miljømessige konsekvenser av anbefalt disponeringsløsning for avvikling og disponering
av Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer (fjerning)
Konsekvensmatrise ved fjerning
av Varg A, havbunnsstrukturer og
andre hjelpesystemer
Påvirkningens
natur
Type
påvirkning
Graden av
reversibilitet
Verdi/
sårbarhet av
ressurser
Intensitet av
påvirkninger
Geografisk
omfang av
påvirkninger
Varighet av
påvirkninger
Positiv
Negativ
Direkte
Indirekte
Sekundær
Kumulativ
Reversibel
Irreversibel
Lav
Middels
Stor
Ubetydelig / ingen
Liten
Middels
Stor
Lokal
Regional
Nasjonal
Grenseoverskridende
Umiddelbar
Kortvarig
Middels
Langvarig
Total konsekvens
Estetiske
konsekvenser på
mottaksanlegg
Avfallshåndtering/
ressursutnyttelse
Utslipp til
sjø
Påvirkning
av havbunn
Spredning
av
forurensing
Påvirkning
på biota
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
N/A
x
Forsøpling
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Ubetydelig/
ingen
x
Liten negativ
x
x
x
x
Ubetydelig/
ingen
Liten positiv
x
Ubetydelig/
ingen
Ubetydelig/
ingen*
N/A
* For «middels varighet av påvirkninger» er det mest rettet mot biota i havbunnen. Etter en oppvirvling og resedimentering antas det at restituering av området vil ta mer enn et år. Det geografiske omfanget vil allikevel være
minimalt, og total konsekvens vurderes derfor som «ubetydelig / ingen».
75
Konsekvensutredning
Tittel:
Nr.:
Ver.:
Dato:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
6.10.2
Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (1)
Tabell 18 viser de miljømessige konsekvenser forbundet med fjerning av stigerørsystemet og
etterlatelse av gasseksportrørledning. Førsøpling er her kun vurdert for den etterlatte
gasseksportrørledningen. Eventuelle tapte enheter ved fjerning av stigerørsystemet vil fjernes og
transporteres til land for videre håndtering.
Tabell 18. Miljømessige konsekvenser ved fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av
gasseksportrørledning
Konsekvensmatrise av anbefalt
disponeringsløsning for fjerning
av stigerørsystem og etterlatelse
av gasseksportrørledning
Påvirkningens
natur
Type
påvirkning
Graden av
reversibilitet
Verdi/
sårbarhet av
ressurser
Intensitet av
påvirkninger
Geografisk
omfang av
påvirkninger
Varighet av
påvirkninger
Positiv
Negativ
Direkte
Indirekte
Sekundær
Kumulativ
Reversibel
Irreversibel
Lav
Middels
Stor
Ubetydelig / ingen
Liten
Middels
Stor
Lokal
Regional
Nasjonal
Grenseoverskridende
Umiddelbar
Kortvarig
Middels
Langvarig
Total konsekvens
Utslipp til
sjø
Påvirkning
av havbunn
Spredning
av forurensing
Påvirkning
på biota
Forsøpling
Estetiske
konsekvenser på
mottaksanlegg
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Avfallshåndtering/
ressursutnyttelse***
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
N/A
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Ubetydelig/
ingen*
x
x
x
x
Ubetydelig/
ingen
Liten positiv
Liten negativ
x
x
Liten negativ
Ubetydelig/
ingen
Ubetydelig/
ingen**
Liten negativ
* På lang sikt kan det forventes en ubetydelig utlekking av forurensning som følge av korrosjon av røret.
**For «middels varighet av påvirkninger» er det mest rettet mot biota i havbunnen. Etter en oppvirvling og resedimentering antas det at restituering av området vil ta mer enn et år. Det geografiske omfanget vil allikvel være
minimalt, og total konsekvens vurderes derfor som «ubetydelig / ingen».
*** Fjerning av stigerørsystemet vil gi en liten positiv konsekvens, mens etterlatelse av gasseksportrørledningen vil gi en
liten negativ konsekvens.
76
Konsekvensutredning
Tittel:
Nr.:
Ver.:
Dato:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
6.10.3
Fjerning av alle rørledninger (2)
Tabell 19 viser de miljømessige konsekvenser forbundet med fjerning av alle rørledninger tilknyttet
Varg-feltet. Som for Varg A er ikke forsøpling vurdert som relevant for denne aktiviteten. Eventuelle
tapte enheter vil fjernes og transporteres til land for videre håndtering.
Tabell 19. Miljømessige konsekvenser ved fjerning av alle rørledninger
Konsekvensmatrise ve fjerning av
alle rørledninger
Påvirkningens
natur
Type
påvirkning
Graden av
reversibilitet
Verdi/
sårbarhet av
ressurser
Intensitet av
påvirkninger
Geografisk
omfang av
påvirkninger
Varighet av
påvirkninger
Positiv
Negativ
Direkte
Indirekte
Sekundær
Kumulativ
Reversibel
Irreversibel
Lav
Middels
Stor
Ubetydelig / ingen
Liten
Middels
Stor
Lokal
Regional
Nasjonal
Grenseoverskridende
Umiddelbar
Kortvarig
Middels
Langvarig
Total konsekvens
Estetiske
konsekvenser på
mottaksanlegg
Avfallshåndtering/
ressursutnyttelse
Utslipp til
sjø
Påvirkning
av havbunn
Spredning
av forurensing
Påvirkning
på biota
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
N/A
x
Forsøpling
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Ubetydelig/
ingen
Liten positiv
x
x
x
x
x
x
Ubetydelig/
ingen
Liten negativ
x
Ubetydelig/
ingen
Ubetydelig/
ingen*
N/A
* For «middels varighet av påvirkninger» er det mest rettet mot biota i havbunnen. Etter en oppvirvling og resedimentering antas det at restituering av området vil ta mer enn et år. Det geografiske omfanget vil allikvel være
minimalt, og total konsekvens vurderes derfor som «ubetydelig / ingen».
77
Konsekvensutredning
Tittel:
Nr.:
Ver.:
Dato:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
6.10.4
Grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning (3)
Tabell 20 viser de miljømessige konsekvensene ved grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse
av gasseksportrørledningen. Kategorien «Estetiske konsekvenser på mottaksanlegget» er vurdert
som ikke relevant i dette tilfellet.
Tabell 20. Miljømessige konsekvenser ved grusdumping av stigerørsystem og etterlatelse av
gasseksportrørledning
Konsekvensmatrise ved
grusdumping av stigerørsystem
og etterlatelse av
gasseksportrørledning
Påvirkningens
natur
Type
påvirkning
Graden av
reversibilitet
Verdi/
sårbarhet av
ressurser
Intensitet av
påvirkninger
Geografisk
omfang av
påvirkninger
Varighet av
påvirkninger
Positiv
Negativ
Direkte
Indirekte
Sekundær
Kumulativ
Reversibel
Irreversibel
Lav
Middels
Stor
Ubetydelig / ingen
Liten
Middels
Stor
Lokal
Regional
Nasjonal
Grenseoverskridende
Umiddelbar
Kortvarig
Middels
Langvarig
Total konsekvens
Estetiske
konsekvenser på
mottaksanlegg
Avfallshåndtering/
ressursutnyttelse
Utslipp til
sjø
Påvirkning
av havbunn
Spredning
av
forurensing
Påvirkning
på biota
Forsøpling
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
N/A
x
N/A
x
x
x
Ubetydelig/
ingen
Liten
negativ*
x
Ubetydelig/
ingen**
x
Ubetydelig/
ingen***
Liten negativ
N/A
Liten negativ
* Total konsekvens for grusdumping er vurdert som «liten negativ», mens for etterlatelse av gassrør er den vurdert som
«ubetydelig/ingen».
** På langsikt kan det forventes en ubetydelig utlekking av forurensning som følge av korrosjon av røret.
*** For «middels varighet av påvirkninger» er det mest rettet mot biota i havbunnen. Etter en oppvirvling og resedimentering antas det at restituering av området vil ta mer enn et år. Det geografiske omfanget vil allikvel være
minimalt, og total konsekvens vurderes derfor som «ubetydelig / ingen».
78
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
7
Samfunnsmessige konsekvenser ved disponering av
Varg-innretninger og rørledninger
7.1
Fiskeri
Som vist i avsnitt 5.2.2 ligger ikke Varg i de mest fiskeintensive områdene. Intensiteten på fisket
varierer imidlertid fra år til år, og det er først og fremst i 2. kvartal at aktiviteten er størst.
Sammenlignet med 3. og 4. kvartal, registreres også en noe høyere aktivitet i 1.kvartal.
Fiskeaktiviteten går tett opp til Varg og gjelder hovedsakelig utenlandske bunntrålere i
størrelsesorden 25-50m.
Det er opprettet en sikkerhetssone rundt Varg A-innretningen på 500 m, samt 650 m rundt Petrojarl
Varg, hvor fiske er totalforbudt. De største konsekvensene for fiskeri vil således være i
anleggsfasen, både under plugging av brønnene og de marine operasjonene knyttet til fjerning av
overbygning og understell, samt eventuell fjerning av deler av rørsystemet og / eller tildekking av
disse. I denne perioden vil det være skipstrafikk i området, også av skip som ikke er manøvrerbare.
For arbeidet med fjerning av installasjonen kan det antas at området som skipene oppholder seg i,
ikke går betydelig ut over det området som i dag dekkes av Varg-plattformen med sikkerhetssone. I
forbindelse med fjerning / tildekking av rørsystemet vil det også være fartøy i området mellom de
faste installasjonene som kan utgjøre et hinder for fiskeriene.
Med unntak av anleggsperioden er fjerning av installasjonen og rørledninger (alternativ 1 og 2)
vurdert å medføre en «liten positiv» konsekvens for fiskeri da tilhørende sikkerhetssoner fjernes og
området åpnes for fiskeri. For etterlatelsesalternativene av rørledningene (alternativ 1 og 3) vil de
grusdumpete rørene bli kuttet i endene, og eventuelle rørender som kan bli til hinder for annen
aktivitet vil bli tildekket eller gravd ned. Traseen forventes å bli undersøkt med ROV for å sikre at
alle deler av røret er dekket til og ikke utgjør et hinder for fiskeri. Dette eliminerer eventuell risiko for
potensiell fremtidig eksponering av grusdumpet rør. Potensiell etterlatelse av rørledninger er derfor
vurdert med «ubetydelig / ingen» konsekvens.
7.2
Akvakultur
Akvakultur er en næring som er tett knyttet opp mot kystområdene og det vil derfor ikke være noen
utfordringer rundt dette temaet før installasjonene / rørledninger er fraktet inn til et
behandlingsanlegg. Utfordringene vil da erfaringsmessig gjelde båndlegging av områder, følger av
forurensing inkludert støy. Graden av konsekvens vil være avhengig av behandlingsanleggets
plassering i forhold til akvakulturanlegget, aktiviteter på behandlingsanlegget og tilhørende støy og
vibrasjonsgenerering.
På nåværende tidspunkt er det som nevnt ikke avgjort hvilken opphoggingslokalitet som vil
anvendes ved sluttdisponering av Varg-innretningen (se avsnitt 2.4 for mulige behandlingsanlegg).
Mulige påvirkninger som følge av opphogging forventes imidlertid å være dekket av anleggets
tillatelser.
79
Konsekvensutredning
Tittel:
7.3
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Skipstrafikk
Skipstrafikken i Nordsjøen er beskrevet i kapittel 5.2.3. I praksis er det opprettet en sikkerhetssone
rundt alle innretninger i Nordsjøen på 500 m der det er ferdselsforbud for alle fartøy, unntatt de
fartøy som
en har godkjent for å oppholde seg innenfor sonen.
Under prosessen med fjerning av Varg-innretningen vil det posisjoneres større og mindre fartøy
som på ulike måter vil delta under fjerningsarbeidet. Det forventes ikke at disse fartøyene vil være
til et større hinder for skipstrafikken sammenlignet med den eksisterende innretningen på Varg med
dagens sikkerhetssone.
Ved eventuell fjerning av rørledninger, eller ved tildekking av rørledninger vil fartøy kunne være
lokalisert langs rørtraseen. Det forventes at slike fartøy ikke vil være manøvrerbare i perioder, men
da ha tilstrekkelig med signaler for å markere sin tilstedeværelse. Det antas at slike fartøy ikke vil
være til praktisk hinder for annen skipstrafikk og navigasjon.
7.4
Kulturminner
Det er ingen kjente kulturminner / skipsvrak i nærheten av Varg-innretningen (se Figur 22).
Riksantikvaren definerer som de mest interessante kulturminnene fra Petroleumsvirksomheten med
A som høyeste og D som laveste prioritet. Varg-feltet har i denne sammenhengen fått prioritet C,
altså den nest laveste rangeringen, og det anbefales derfor ikke at dette feltet blir utsatt for en
grundig dokumentering.
Det er likevel av stor betydning for den generelle kunnskapen om aktivitetene på sokkelen at visse
dokumenter tas vare på fra alle felt som har vært i produksjon. Det gjelder i første rekke fotografier
og film, generelle konstruksjonstegninger og overordnet driftsdokumentasjon (driftshåndbøker).
Disse dokumentene tas vare på og ordnes av Norsk oljemuseum og lagres hos nasjonalbiblioteket i
Mo i Rana og hos Statsarkivet i Stavanger.
Norsk oljemuseum vil få tilgang til ønskelig dokumentasjon i det omfang denne dokumentasjonen
vurderes å kunne utleveres til museet.
7.5
Kostnader, sysselsettinger og nasjonale vare- og
tjenesteleveranser
Arbeidet med fjerning av Varg-installasjonen kan gi nasjonal sysselsettingsvirkninger av et visst
omfang, men dette avhenger av hvem som tildeles de ulike kontraktene. Ringvirkningene når det
gjelder sysselsetting vil være markante. Det er ikke gjort detaljerte beregninger på
sysselsettingsvirkningene når det gjelder Varg, men ut fra tidligere erfaringer med denne type
prosjekter er det mange aktører som vil bli involvert både internasjonalt, nasjonalt, regionalt og
lokalt. Tabell 21 viser eksempler på forskjellige parter som normalt involveres i et slikt prosjekt og
hvilken rolle de vil ha i prosessen.
80
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Tabell 21. Eksempler på parter som kan bli involvert i et slikt prosjekt
Type prosess
Supply- og ankerhåndteringsfartøyer
Avfallshåndtering
Smelting / gjenvinning
Transport
Konsulenter
Byråkrati
Rolle
Offshore operasjon
Håndtering av farlig avfall, organisk marint
avfall, annet avfall
Gjenvinning av stålkonstruksjoner
Båttransport offshore, onshore transport
Utredninger (tekniske, miljø, økonomiske
osv.)
Tillatelser
Prosjektledelse og planlegning utføres vanligvis av selskapet selv, eventuelt støttet av lokale
leverandører, noe som gjør at den norske andelen sysselsatte sannsynligvis vil være høy (>70 %).
Ut fra tidligere erfaringer utføres tungløftoperasjoner typisk av utenlandske EPC (Engineering,
procurement and construction) kontraktører (eksempelvis Allseas, Saipem og Heerema), noe som
gjør at den norske andelen sysselsatt i denne fasen sannsynligvis vil være lav (<10 %).
For opphuggingsaktiviteten på land vil graden av sysselsettingen avhenge av hvilken lokalitet som
velges. Således vil sysselsettingsvirkningen med hensyn til opphugging bli utelukkende norsk eller
utelukkende utenlandsk. I tillegg vil sysselsettingsvirkningen for opphoggingslokaliteten i praksis
være opprettholdelse / videreføring av aktiviteten, og ikke en ny aktivitet. De første
fjerningsprosjektene på norsk sokkel kom i 1996 (Nordøst Frigg og Odin). Siden da har
avhendingsprosjektene vært en av- og på aktivitet. Denne opprettholdelsen av sysselsettingen og
større grad av kontinuitet sees som positiv både med tanke på kompetansebygging og stabilitet
lokalt.
De totale kostnadene ved operatørens anbefalte avviklingsløsning utgjør ca 1 700 millioner (2013)
NOK og er presentert i Tabell 22. Beregningene er basert på fjerning av overbygning, understell,
stigerørsystem, kontrollkabel og andre havbunnsstrukturer, og den grusdumpete
gasseksportrørledningen (5,6 km) til Rev-feltet etterlates in situ (1). Referansealternativet (2) med
fjerning av gasseksportrørledningen er forventet å gi en vesentlig økning i kostander.
Kostnadsestimatet for en slik løsning er dog noe usikker, og vil avhenge av fjerningsmetode mv.
Tabell 22. Estimerte kostnader ved fjerning av overbygning, understell, stigerørsystem, kontrollkabel
og andre havbunnsstrukturer
Operasjon
Planlegging, prosjektstyring osv.
Plugging av brønner
Fjerning av overbygning og understell
Fjerning av stigerørsystem, kontrollkabel og andre havbunnsstrukturer
Annet
Samlet estimat
Sum kostnader
(MNOK)
90
950
330
100
250
1 720
81
Konsekvensutredning
Tittel:
8
Nr.:
Ver.:
Dato:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Sammenstilling av konsekvenser
Dette kapitlet oppsummerer kort konsekvensene for påvirkning av miljø og samfunn ved avvikling
av virksomheten og disponering av innretninger på Varg-feltet. Estimert energiforbruk og utslipp til
luft (CO2, NOx og SO2) for de ulike disponeringsløsningene er gitt i Tabell 23. Konsekvenser knyttet
til anbefalt disponeringsalternativ for Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer er
presentert i Figur 32. Konsekvenser vurdert i forhold til de ulike alternative disponeringsløsningene
for rørledningene tilknyttet Varg-feltet er vist i Figur 32, Figur 33, Figur 34 og Figur 35. Den
endelige vurderingen av disse alternativene er gitt i avsnitt 8.6.
8.1
Energiforbruk og utslipp til luft
I henhold til Norsk Olje & Gass sitt forslag til konsekvensnøkkel for energibruk ved offshore
avvikling /19/ vurderes energiforbruket ved fjerning av Varg-innretningene (herunder Varg A,
havbunnsstrukturer og hjelpesystemer) til å ligge innenfor konsekvenskategorien «liten negativ» (se
avsnitt 6.1). Energiforbruket for de ulike disponeringsalternativene for rørledningene ligger alle
innenfor konsekvenskategorien «ubetydelig / ingen». Uavhengig av hvilken disponeringsløsning
man velger for rørledningene, vil det totalt estimerte energiforbruket for avvikling av Varg-feltet ligge
innenfor konsekvenskategorien «liten negativ».
Omfanget av utslipp til luft fra aktivitetene knyttet til avvikling av Varg-feltet er isolert sett relativt
beskjedne, men vil sammen med andre kilder til utslipp kunne bidra til negative miljøkonsekvenser.
Utfordringen blir derfor å gjennomføre de ulike operasjonene på en mest mulig energibesparende
måte slik at utslippene til luft minimeres.
Tabell 23. Estimert energiforbruk og utslipp til luft ved de ulike alternativene
Ressurs
Energiforbruk
(GJ)
CO2 utslipp
(tonn)
NOx utslipp (tonn)
SO2 utslipp (tonn)
Fjerning av Varg
A, havbunnsstrukturer og
andre
hjelpesystemer
Fjerne
stigerørsystem
og etterlate
gasseksportrørledning (1)
Fjerne alle
rørledninger (2)
Grusdumpe
stigerørsystem
og etterlate
gasseksportrørledning (3)
163 000
56 200
68 000
78 890
12 860
4 550
5 610
5 970
121
57
23
16
61
22
24
18
82
Konsekvensutredning
Tittel:
8.2
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre
hjelpesystemer
Figur 32 illustrerer de miljø- og samfunnsmessige konsekvensene ved avvikling og disponering av
Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer.
Figur 32. Konsekvensmatrise av anbefalt disponeringsløsning for Varg A, havbunnsstrukturer og
andre hjelpesystemer (fjerning)
Som det fremgår av figuren er konsekvensene ved utslipp til sjø, påvirkning på biota, spredning av
forurensning, samt estetiske konsekvenser på mottaksanlegg vurdert til å være «ubetydelig /
ingen». Dette har bakgrunn i at påvirkningen vil være geografisk og tidsmessig begrenset, og at
eventuelle utslipp og påvirkning av vannsøylen volummessig vil være begrenset, og restituert etter
relativt kort tid. Også på mottaksanlegget vil aktivitetene være tidsbegrenset, og konsekvenser
knyttet til støy, visuelle forstyrrelser o.l. vil ikke være relevant da dette forutsettes å være dekket av
mottaksanleggets generelle tillatelse til drift.
Påvirkning av havbunn som følge av fjerning av Varg A, havbunnsstrukturer og andre
hjelpesystemer er vurdert til å ha «liten negativ» konsekvens. Bakgrunnen for dette er at det under
arbeidet vil bli virvlet opp sand og mudder, og at organismer i det umiddelbare nærområdet vil
kunne bli dekket av sedimenter. Likevel antas det at restitusjonstiden vil være begrenset til få år, og
at det geografiske omfanget blir meget begrenset.
For avfalls- og ressursutnyttelse, fiskeri og skipstrafikk er konsekvensene knyttet til fjerning av Varg
A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer vurdert til å være «liten positiv». Dette har
bakgrunn i at areal som har vært bundet opp i tilstedeværelse av installasjonen med
sikkerhetssone vil bli tilgjengelig for fiskeri og skipstrafikk, og at det under arbeidet med fjerning
ikke vil være nødvendig med større sikkerhetssone sammenlignet med nåværende situasjon. Med
83
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
hensyn til avfallshåndtering og ressursutnyttelse vil det være positivt for sysselsetting, samt at
gjenvinning av avfall og metaller vil være energimessig positiv sammenlignet med å produsere nytt
metall.
8.3
Fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av
gasseksportrørledning (1)
Figur 33 illustrerer de miljø- og samfunnsmessige konsekvensene ved fjerning av stigerørsystemet
og etterlatelse av gasseksportrørledningen.
Figur 33. Konsekvensmatrise ved fjerning av stigerørsystem og etterlatelse av gasseksportrørledning
(alternativ 1)
Som for Varg A, er utslipp til sjø, påvirkning på biota, spredning av forurensning og estetiske
konsekvenser på mottaksanlegg vurdert til å ha «ubetydelig / ingen» konsekvens ved fjerning av
stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledningen. Påvirkning av havbunn er vurdert til å
ha «liten negativ» konsekvens, men oppvirvling og resedimentering vil være vesentlig mindre
sammenlignet med alternativ 2 og 3.
For avfallshåndtering og ressursutnyttelse, samt fiskeri er konsekvensene knyttet til fjerning av
stigerørsystemet vurdert til å være «liten positiv». Vurderingen som ligger bak dette er at areal som
har vært bundet opp i tilstedeværelse av installasjon med sikkerhetssone vil bli tilgjengelig for
fiskeri og skipstrafikk. Med hensyn til avfallshåndtering og ressursutnyttelse vil det være positivt for
sysselsetting, samt gjenvinning av avfall og metaller vil være energimessig positiv sammenlignet
med å produsere nytt metall.
84
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Når det gjelder gasseksportrørledningen så er etterlatelse av rørledningen mindre teknisk
utfordrende og utgjør derav en mindre sikkerhetsmessig risiko sammenlignet med helhetlig fjerning
(alternativ 2) /6/. Videre er totale utslipp til både luft og marint miljø lavere ved etterlatelse på
havbunnen. I tillegg vil det være relativt store kostnader forbundet med å fjerne den 5,6 km lange
gasseksportledningen sammenlignet med etterlatelse. For avfallshåndtering og ressursutnyttelse,
samt fiskeri er konsekvensene knyttet til fjerning av stigerørsystemet vurdert til å være «liten
negativ».
Videre fremheves det at gasseksportrørledningen er forsvarlig tildekket, og at det er lav
trålingsaktivitet i det berørte område. For å forhindre fasthekting av fiskeredskaper vil eksponerte
rørseksjoner steindumpes, eventuelt kuttes av og tas til land for sluttdisponering. Således forventes
det ikke at etterlatelse av disse rørledningene vil føre til negative konsekvenser for fiskeri. I henhold
til St. meld. 47 (1999-2000) anses hensynet til fisket å være ivaretatt dersom rørledningene eller
kablene er eller blir forsvarlig tildekket eller nedgravd /5/. Etter endt arbeid vil en inspeksjon bli
foretatt for å sikre at rørledningen ikke anses å kunne medføre framtidige ulemper for fisket.
8.4
Fjerning av alle rørledninger (2)
Figur 34 viser de miljø- og samfunnsmessige konsekvensene ved fjerning av alle rørledninger
tilknyttet Varg-feltet.
Figur 34. Konsekvensmatrise ved fjerning av alle rørledninger (alternativ 2)
Som det fremgår av figuren så er utslipp til sjø, spredning av forurensning, påvirkning på biota og
estetiske konsekvenser på mottaksanlegg vurdert til å ha «ubetydelig / ingen» konsekvens ved
fjerning av alle rørledninger. Videre er påvirkning av havbunn vurdert til å ha «liten negativ»
85
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
konsekvens, mens avfallshåndtering og ressursutnyttelse, fiskeri og skipstrafikk er vurdert til å
være «liten positiv». Vurderingene som ligger til grunn for dette er i tråd med beskrivelsene gitt for
Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer.
Fjerningsalternativet medfører en større risiko for personell knyttet til håndtering av rørledninger på
fartøy. Til tross for rengjøring av hydrokarbonførende rørledninger er det alltid en risiko for at
personell om bord på båten kan bli eksponert for farlig avdamp fra åpen rør. Samt en større risiko i
forhold til kostnader og plan, sammenlignet med etterlatelse. Alternativet medfører store
forstyrrelser av havbunnen da fjerningsoperasjonen krever omfattende forberedende
mudringsarbeid. På en annen side er konsekvenser for fiskeri vurdert som positive da rørledningen
fjernes fra havbunnen og dermed eliminerer eventuell risiko for potensiell fremtidig eksponering av
grusdumpet rør.
8.5
Grusdumping av stigerørsystemet og etterlatelse av
gasseksportrørledningen (3)
Figur 35 illustrerer de miljø- og samfunnsmessige konsekvensene ved grusdumping av
stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledningen.
Figur 35. Konsekvensmatrise grusdumping av stigerørsystemt og etterlatelse av
gasseksportrørledning (alternativ 3)
Av figuren kan det sees at utslipp til sjø, spredning av forurensning og påvirkning på biota er
vurdert til å ha «ubetydelig / ingen» konsekvens. Bakgrunnen for dette er at det vil være minimalt
med arbeide med hensyn til gasseksportrørledningen. For stigerørsystemet vil eventuelle utslipp og
påvirkning av vannsøylen volummessig være begrenset, og vil være restituert etter relativt kort tid.
86
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Forsøpling i forbindelse med grusdumping av stigerørsystemet og etterlatelse av gassrørledningen
er vurdert til å ha «liten negativ» konsekvens. Rørledningene som ikke fjernes kan defineres som
etterlatt søppel.
For fiskeri er grusdumping av stigerørsystemet og etterlatelse av gasseksportrørledning vurdert til å
ha «liten negativ» konsekvens. Etterlatelse av rørledning kan potensielt innebære en konflikt med
fiskeri, men med iverksettelse av avbøtende tiltak for å sikre at rørledningen er forsvarlig tildekket
anses hensynet til fisket å være ivaretatt (se kapittel 9).
Når det gjelder avfallshåndtering og ressursutnyttelse er etterlatelse av rørledningene vurdert til å
ha en «liten negativ» konsekvens, tatt i betraktning at produksjon av tilsvarende mengde nytt metall
vil kreve mer energi enn eventuell fjerning og gjenvinning. I tillegg vil grusdumping av
stigerørsystemet ha en «liten negativ» konsekvens for havbunnen som følge av store forstyrrelser
på havbunnen.
8.6
Anbefalt avviklingsløsning
Ut fra vurderingene som er presentert i kapittel 6 til 8 fremstår fjerning av stigerørsystemet og
etterlatelse av gasseksportrørledningen (alternativ 1) totalt sett som den beste
disponeringsløsningen. Videre planlegges Varg A, havbunnsstrukturer og andre hjelpesystemer å
fjernes.
Fjerning av stigerørsystemet ansees mest hensiktsmessig, blant annet med tanke på teknisk
gjennomførbarhet, kostnader og miljøet. Gasseksportrørledningen er nedgravd og overdekket og vil
i henhold til vanlig praksis på sokkelen normalt kunne disponeres på stedet. Det refereres her til St.
meld. 47 (1999-2000) som tilsier at det som en generell regel bør gis tillatelse til at rørledninger og
kabler etterlates når de ikke er til ulempe eller utgjør en sikkerhetsmessig risiko for bunnfiske,
sammenholdt med kostnadene med nedgraving, tildekking eller fjerning. Dette innebærer at
rørledninger og kabler etterlates når det ikke drives slikt fiske av betydning eller når rørledningene
eller kablene er eller blir forsvarlig nedgravd eller tildekket. Etterlatelse av rørledningen er i tillegg
mindre teknisk utfordrende og utgjør derav en mindre sikkerhetsmessig risiko sammenlignet med
helhetlig fjerning. Det vil også være relativt store kostnader forbundet med å fjerne den
grusdumpete 5,6 km lange gasseksportledningen sammenlignet med etterlatelse.
Det er vurdert at fjerning av Varg-innretningen vil være et positiv tiltak for samfunnsmessige forhold
som fiskeri, skipstrafikk og landbasert industri. For fisket og skipstrafikk vil avvikling av Varg-feltet
fjerne dagens hindringer, og ved å sikre forsvarlig tildekking av rørledninger og iverksetting av
avbøtende anses hensynet til fisket å være ivaretatt. Lokalt ved hoggeanlegget kan
avviklingsprosjektet bidra til å opprettholde kontinuerlig drift, og bidraget til lokale ringvirkninger kan
være viktig.
For miljøet vil det også være positivt i og med at aktiviteten på feltet forsvinner, men at det i
perioden der arbeidet foregår kan være mindre negative konsekvenser, spesielt med hensyn til
havbunnen i nærområdet til installasjonen. De fysiske påvirkningene på havbunnen vil være svært
lokale og avgrenset til allerede påvirket område. Energimessig vil det også være positivt da det
87
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
meste av materialene fra overbygg, understell, rørsystemet og havbunnsstrukturer er forventet å
kunne gjenvinnes. Farlig avfall vil ivaretas og behandles i henhold til industripraksis.
88
Konsekvensutredning
Tittel:
9
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Forslag til avbøtende tiltak
Gjennom arbeidet med denne utredningen er det ikke avdekket vesentlige forhold som kan
medføre negative miljøkonsekvenser. Det er allikevel identifisert mulig avbøtende tiltak som kan
redusere risikoen for hendelser som potensielt kan påvirke miljø, helse og annen
næringsvirksomhet på en skadelig og / eller negativ måte. De avbøtende tiltakene er identifisert
som forkantaktiviteter før fjerningsoperasjonen, ved gjennomføring av fjerningen, og som
oppfølgende aktiviteter etter at fjerningsoperasjonen er over.
Forkantaktiviteter:

Generelt vil god planlegging av arbeidet praktiseres da dette er en viktig forutsetning for å gjøre
arbeidet sikkert, både for involvert personell og for å redusere utslipp og fare for skade på
miljøet. I tillegg er bruk av erfaring fra tilsvarende operasjoner viktig.

I forkant av fjerningsoperasjonene vil eksisterende bunnsurvey bli konsultert. Nye survey vil bli
vurdert etter behov. Etter ferdigstilt fjerning vil en ny bunnsurvey bli gjennomført.

Som en del av detaljplanleggingen av fjerningsarbeidet skal det gjennomføres en grundig
kartlegging av mulig forekoms t av helse- og miljøskadelige stoffer og materialer. Denne
kartleggingen skal ha fokus på identifisering av kvikksølv, andre tungmetaller mv. i
produksjonsutstyr, selv om slikt forventes å være svært begrenset på Varg A. Imidlertid kan det
forventes lavradioaktive avleiringer på Varg A.

For å minimere negative konsekvenser for lokalmiljø, inkludert fiskeri og akvakultur, er det
planlagt å gi informasjon til lokale aktører i god tid før oppstart av de enkelte aktivitetene i tillegg
til å opprettholde en god dialog mellom de involverte parter.
Gjennomføring:

Ved valg av teknisk gjennomførbar kuttemetode for plattformbein og rør kan det om mulig
vektlegges metoder som medfører minst mulig spredning av forurensede sedimenter.
Nedslamming av området forventes dog å være svært lokal (10-20 m spredning).

Hvis funnet nødvendig, vil gropene etter kutting av plattformbein fylles med steinmasse for å
minimere konsekvenser for fiskeri.

For å minimere risiko for fasthekting av fiskeutstyr vil rørender / rør fjernes / grusdumpes.

Navigasjonsvarsel bør sendes ut gjennom Kystverket med daglige posisjoner til fartøy som
arbeider med fjerning / tildekking / inspeksjon av rørsystemet.

Avhengig av sted og tid for operasjonen vil avbøtende tiltak implementeres for å minimere
negative konsekvenser knyttet til aktiviteter på mottaksanlegg. Her kan avbøtende tiltak være
nær dialog med lokalbefolkningen om omfanget og varigheten av arbeidet.
89
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Oppfølgende aktiviteter:

Etter fjerningsaktivitetene vil det gjennomføres en opprydding av havbunnen for å fjerne risiko
for skade på fiskeutstyr samt redusere forsøplingspotensialet. Etter endt fjerning vil det
gjennomføres verifikasjon og dokumentasjon som rapporteres til myndighetene. Verifikasjonen
vil utføres i henhold til gjeldende regler.

Traséer med etterlatte rør bør inspiseres over tid for å kontrollere at de fortsatt ligger nedgravd i
sjøbunnen. Skulle det avdekkes eksponerte seksjoner vil disse tildekkes med masse / stein.
Detaljene rundt slike aktiviteter kan bestemmes i samråd med relevante myndigheter.

I henhold til Aktivitetsforskriften, og tilhørende retningslinjer (Miljødirektoratet), vil det
gjennomføres to miljørelaterte overvåkningsundersøkelser med tre års mellomrom etter at
produksjonsfasen på Varg er avsluttet. Behov for videre miljøovervåkning av Varg-feltet etter
den tid vil bli vurdert av Miljødirektoratet.
90
Konsekvensutredning
Tittel:
10
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
Referanser
/1/ Wood Group engineering, Decommissioning cost report, 2011, doc nt: VRG-TEN-Z-0026
/2/ NORSOK, 2007. Action and action effects. NORSOK standard N-003 E2
/3/ OSPAR Decision 98/3 on the Disposal of Disused Offshore Installations:
http://www.ospar.org/documents/dbase/decrecs/decisions/od98-03e.doc
/4/ IMO-retningslinjene (1989) i resolusjon A.672,
http://www.fao.org.docrep/003/W3591E/w3591e04.htm#bm.4.5.2
/5/ Det kongelige Olje- og Energidepartement, 1999-2000, Disponering av utrangerte rørledninger
og kabler på norsk kontinentalsokkel, St.meld. nr. 47
/6/ Talisman, 2014. Comparative Strategy & Method Assessment Report, Varg & Rev Pipelines &
Subsea. Dokument nummer: VRG05-14231-Z-RA-0002, 26 pp.
/7/ Klima og forurensningsdirektoratet (nå Miljødirektoratet) 2010. Avvikling av utrangerte
offshoreinstallasjoner. TA 2643-2010.
/8/ Lutelandet offshore, 2014. Innhenting av data: 25.03.14
http://lutelandet.no/norsk/lutelandet_offshore/
/9/ Kværner, 2014 Innhenting av data: 25.03.14
http://www.kvaerner.com/en/Products/Decommissioning/
/10/ Total E&P Norge AS, 2009. Frigg and MCP-01 Cessation News.
/11/ Total E&P Norge AS, 2011. Frigg field Cessation Plan – Close out report.
/12/ Alfagruppen, 2014. Innhenting av data: 25.03.14
http://www.afgruppen.no/Offshore/Kaifasiliteter/Miljobase-Vats-/Fakta-om-miljobasen-/
/13/ Scanmet, 2014. Innhenting av data: 25.03.14
http://www.scanmet.no/eng/
/14/ ABLE 2014. Innhenting av data: 25.03.14
http://www.ableuk.com/operations/marine-decomission/
/15/ Lerwick, Port Authority 2014. Innhenting av data: 25.03.14
http://www.lerwick-harbour.co.uk/decommissioning
/16/ AF-gruppen, 2014. Innhenting av data: 25.03.14
http://www.afgruppen.com/Offshore-Services/Environmental-Base-Vats/AF-EnvironmentalBase-Dales-Voe-/
/17/ NORSOK, 2005. Environmental care. NORSOK standard S-003
/18/ Norsk olje og gass, 2013. Anbefalte retningslinjer for avfallsstyring i offshorevirksomheten. Nr.
093.
/19/ Oljeindustriens Landsforening, 2000, OLF håndbok i konsekvensutredning ved offshore
avvikling. DNV-rapport-00-4041.
/20/ OLF (nå Norsk olje og gass), 2006, RKU-Nordsjøen. Oppdatering av regional
konsekvensutredning for petroleumsvirksomhet i Nordsjøen.
91
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
/21/ Ambio Miljørådgivning. Statoil på vegne av OLF, 2006, Regional konsekvensutredning
Nordsjøen. Beskrivelse av miljøtilstanden offshore, økosystem og naturressurser i kystsonen
samt sjøfugl
/22/ Det kongelige miljøverndepartement, 2013, Helhetlig forflatning av det marine miljø i Nordsjøen
og Skagerak (forvaltningsplan), Meld. ST.37.
/23/ Fiskeridirektoratet, Norges fiskarlag, Norges kystfiskarlag. Helhetlig forvaltningsplan.
Beskrivelse av fiskeriaktiviteten for Nordsjøen og Skagerrak, 2010, TA-nummer: 2665/2010.
/24/ Havforskningsinstituttet. Havforskningsrapporten 2014. Fisken og havet, særnummer 1-2014.
/25/ Kystverket, Sjøfartsdirektoratet, 2010. Aktivitetsrapport skipstrafikk Nordsjøen - Helhetlig
forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak - Statusbeskrivelse for skipstrafikk, TA-nummer:
2666/2010.
/26/ Ottersen, G, Postmyr, E and Irgens, M (eds.), 2010. Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for
Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport. KLIF (nå Miljødirektoratet). TA-nummer 2681/2010.
/27/ DNV, 2013, Miljøovervåkning og grunnlagsundersøkelser i Region II i 2012
/28/ IoP, 2000. Guidelines for the calculation of estimates of energy use and gaseous emissions in
the decommissioning of offshore structures. Institute of Petroleum, London
/29/ Havforskningsinstituttet, 2012, Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak.
Sårbarhet for særlig verdifulle områder. TA-2858/2011.
/30/ UniResearch, 2010, miljøovervåkning av olje- og gassfelt i Region II i 2009
/31/ Miljødirektoratet, 2014. Miljøverdier i norske havområder. Innhenting av data: 25.03.14
www.havmiljo.no
/32/ SEAPOP, 2014. Innhenting av data: 25.03.14 http://www.seapop.no
/33/ Geir Helge Systad, 2011. Miljøverdi og sjøfugl, Metodebeskrivelse. Innhenting av data:
25.03.14 http://havmiljo.no/Content/Documents/Metode_Sjofugl_20120225.pdf
/34/ RKU Nordsjøen, 2006. Underlagsrapport: Beskrivelser av Kulturminner i Nordsjøen. Vurdering
av nye funn av kulturminner og konflikt mellom kulturminner og petroleumsvirksomhet. Norsk
Sjøfartsmuseum.
/35/ Miljødirektoratet, 2014. Utslipp av karbondioksid. Innhenting av data: 10.04.14
http://www.norskeutslipp.no/no/Komponenter/Utslipp/Offshoreoverstyring/Karbondioksid/?ComponentType=utslipp&ComponentPageID=1162&SectorID=700
/36/ Miljødirektoratet, 2014. Utslipp av nitrogenoksider. Innhenting av data: 10.04.14
http://www.norskeutslipp.no/no/Komponenter/Utslipp/Nitrogenoksider/?ComponentType=utslip
p&ComponentPageID=159&SectorID=700
/37/ Miljødirektoratet, 2014. Utslipp av svoveloksider. Innhenting av data: 10.04.14
http://www.norskeutslipp.no/no/Komponenter/Utslipp/Svoveloksider/?ComponentType=utslipp&
ComponentPageID=275
/38/ Halliburton, 1999. Disponering av fleksible rør og kabler. Rapport for det kongelige olje- og
energidepartement.
/39/ Statoil, 2012. Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på Huldra-feltet.
Konsekvensutredning.
92
Konsekvensutredning
Tittel:
Avslutning av virksomheten og disponering av innretninger på
Varg-feltet
Nr.:
Ver.:
Dato:
VRG05-24981-Z-RA-0001
06
2.12.2014
/40/ Oljeindustriens landsforening, 2003, Guidelines for characterisation of offshore drill cuttings
piles.
/41/ Subsea7, 2013, Varg Gas Export. Wellstream – Pipe Data (Sheet). VRG01-16347-Y-0025.
93