1 Miljø - utslippsstatus og utsiktene fremover

1.1 Innledning

Utslippene til sjø og luft fra petroleumsvirksomheten har sitt opphav i aktiviteter som leting, utbygging, produksjon og transport av olje og gass. Alle disse aktivitene er nødvendige ledd i utvinningen av olje og gass. Utslippene til luft består hovedsakelig av karbondioksid (CO₂), nitrogenoksider (NO_x) og flyktige organiske komponenter utenom metan (nmVOC). I tillegg slippes det ut mindre mengder metan (CH₄). Olje og ulike typer kjemikalier er de viktigste bestandelene som slippes ut i sjøen.

De fleste utslipp som petroleumssektoren bidrar med er regulert i internasjonale avtaler. Dette skyldes at de enten har overnasjonale effekter som utslippene til luft, eller at de er til internasjonale fellesområder som utslippene til sjøen. For utslipp til sjø har regjeringen foreslått en innstramming i utslippene utover hva vi har forpliktet oss til internasjonalt.

1.2 Internasjonale forpliktelser

Alle de vesentlige former for utslipp fra petroleumsvirksomheten er således regulert i henhold til internasjonale miljøavtaler. Ulike avtaler setter mer eller mindre klare krav enten til utslipp fra aktiviteter i de enkelte land eller til den totale utslippsmengde fra de enkelte land.

OSPAR (Oslo-Paris) konvensjonen har bestemmelser om at vann som slippes ut i sjø maksimalt kan inneholde 40 mg olje per liter vann. OSPAR-konvensjonen forplikter også landene til å regulere kjemikalier med miljøskade. Disponering av utrangerte innretninger reguleres også av denne konvensjonen.

FNs klimakonvensjon (UN FCCC) fra 1992 regulerer utslipp av klimagasser. Bindende forpliktelser for industrilandene ble for første gang etablert i Kyoto-protokollen fra desember 1997. Både utslipp av CO₂ og metan er regulert i denne protokollen, hvor Norge har forpliktet seg til å begrense veksten i de totale klimagassutslipp til 1 pst. fra 1990 og til perioden 2008-2012. Dette tilsvarer en reduksjon i forhold til de forventede utslipp i 2010 med om lag 23 pst.

De andre betydelige utslippene til luft fra petroleumssektoren - NO_x og nmVOC - er internasjonalt regulert i protokoller under ECE-konvensjonen om langtransporterte luftforurensninger. Norge har innfridd Sofia-protokollens krav om at utslippene av NO_x etter 1994 ikke skal overstige 1987-nivå. Norge har også undertegnet en intensjonserklæring om å redusere NO_x -utslippene med 30 pst. innen 1998 fra 1986-nivå. Av flere årsaker ligger det ikke an til at denne intensjonserklæringen vil kunne oppfylles.

Gjennom Geneve-protokollen har Norge forpliktet seg til å redusere utslippene av nmVOC. Forpliktelsen er tredelt:

• Utslippene fra fastlandet, og fra norsk økonomisk sone sør for 62 grader, skal innen 1999 reduseres med 30 pst. i forhold til 1989-nivå.

• Utslippene fra fastlandet og hele den norske økonomiske sone skal ikke økes fra 1988 til 1999.

• Samme tiltak skal gjennomføres nord for 62 grader som i den sørlige del av norsk økonomisk sone.

Det er vanskelig for Norge å innfri disse reduksjonene innen tidsfristen. Grunnen til dette er den betydelige veksten i utslippene av nmVOC etter 1989 som følge av økt produksjon av olje. Utslippene av nmVOC vokser grovt sagt proporsjonalt med mengden olje som bøyelastes. Norsk oljeindustri har imidlertid snart ferdigutviklet teknologi som kan redusere utslippene fra bøyelasting betydelig og dermed muliggjøre at Norge, om enn noen år for sent, vil kunne nå utslippsmålet i protokollen.

Nye forhandlinger er i gang under ECE-konvensjonen. I den nye protokollen ser man alle utslippskomponenter som bidrar til regionale miljøproblem som sur nedbør, overgjødsling og bakkenært ozon under ett. Både NO_x og nmVOC inngår i disse forhandlingene sammen med blant annet svoveldioksid og ammoniakk.

1.3 Petroleumssektorens utslipp i et nasjonalt perspektiv

Utslippene av CO₂, NO_x og nmVOC fra petroleumsvirksomheten er betydelige i nasjonal sammenheng. Utslippene av CO₂ utgjorde i underkant av 23 pst., NO_x snaut 13 pst. og nmVOC om lag 55 pst. av de totale norske utslipp i 1996. Sektoren står dessuten for rundt 5 pst. av de nasjonale utslipp av metan. Utslipp fra helikoptre, skytteltankere, standby- og forsyningsskip inngår ikke i disse tallene.

I tabell 1.1 vises hvilke aktiviteter på innretningene som er opphav til de ulike utslipp til luft. Kraftproduksjonen er den viktigste kilden for utslipp av CO₂ og NO_x fra innretningene, mens bøyelasting står bak nesten hele utslippet av nmVOC. I tillegg er bøyelasting en kilde til utslipp av metan.

1.3.1 Karbondioksid (CO₂)

Utslipp av CO₂ er hovedsakelig forbundet med forbrenning av fossile brensel til energiformål. Den høye andelen av CO₂-utslipp som i Norge stammer fra petroleumssektoren skyldes, i tillegg til at denne sektoren er relativt sett stor i Norge, hovedsakelig to forhold. For det første er produksjon, prosessering og transport av petroleum energikrevende aktiviteter. Særlig energikrevende er eksport av gass og injeksjon av gass og vann til trykkstøtte i reservoarene slik at ressursene kan utnyttes bedre. For det andre dekker den CO₂-frie vannkraften i underkant av 50 pst. av det totale norske energiforbruket. Sektorer som ikke benytter vannkraft, får derfor en relativt sett høyere andel av de nasjonale utslipp av CO₂. Petroleumssektoren er den viktigste sektoren som i liten grad er basert på vannkraft.

Utslippene fra petroleumssektoren er for en stor del knyttet til aktiviteter på innretningene (85 pst.). Resterende utslipp av CO₂ er knyttet til gassterminaler, leterigger samt indirekte utslipp fra bøyelasting.

Kraftproduksjon står for om lag 86 pst. av CO₂-utslippene knyttet til innretningene. Fakling, som i all hovedsak foretas av sikkerhetsmessige årsaker, står for om lag 13 pst. Brønntesting og direkte utslipp står for de resterende utslipp.

Kraftbehovet på anleggene til havs dekkes hovedsakelig gjennom forbrenning av gass og i noen grad diesel. En innretning, Troll-A plattformen, er forsynt med elektrisk kraft fra fastlandet.

Utslippene av CO₂ per produsert oljeekvivalent har vist en gunstig utvikling de senere årene. Fra 1990 til 1996 er CO₂-utslippene per produsert oljeekvivalent redusert med vel 30 pst. (se figur 1.1). Denne gunstige utviklingen har flere årsaker. Økt fokus på miljørelaterte problemstillinger i industrien har sammen med den teknologiske utviklingen og endringer i produksjonsstrukturen bidratt betydelig. Innføringen av CO₂-avgift på forbrenning av diesel og gass ved virksomheten til havs har bidratt til å øke innsatsen i industrien for å begrense forbruket av fossile brensel og dermed utslippene av CO₂.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

I de nærmeste årene forventes ikke trenden med reduksjon i kraftforbruk og CO₂-utslipp per oljeekvivalent å fortsette. Grunnen til dette er flere;

• mye av reduksjonspotensialet som lå i optimalisering av driften er høstet de senere årene.

• Felt som går av platåproduksjon vil på grunn av en dårligere utnyttelsesgrad av produksjonsanlegget og økt vannproduksjon få et høyere energiforbruk knyttet til å produsere en oljeekvivalent.

• flytting av gassproduksjon nordover betyr lengre transportavstand og dermed økt energibehov.

• økt mengde injeksjon av vann og gass til trykkstøtte for å øke oljeproduksjonen krever energi.

De totale utslippene av CO₂ fra petroleumsvirksomheten er, på grunn av økt aktivitet og strukturendringene omtalt over, forventet å øke fra dagens nivå, på rundt 9 mill. tonn, til et toppnivå på rundt 16 mill. tonn per år like over årtusenskiftet. Utslippene vil stige til like over årtusenskiftet og holde seg relativt høye fram til like etter år 2010. Deretter er de forventet å avta gradvis.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

Det er viktig å være klar over at prognosen er usikker og at usikkerheten øker utover i tid. Usikkerheten skyldes flere faktorer. En usikkerhetsfaktor er fremtidig produksjonsnivå, særlig usikker er produksjonsvolum fra fremtidige funn. I tillegg eksisterer det usikkerhet knyttet til fremtidige utslipp fra aktiviteter som kraftproduksjon og fakling. Den teknologiske utviklingen vil i stor grad påvirke disse utslippene og dermed de totale CO₂-utslippene fra olje- og gassvirksomheten fremover.

I Miljøsok-rapporten anslås det at en reduksjon i CO₂-utslippene per produsert energienhet på 30-40 pst. bør være mulig i løpet av de kommende 15 år, gitt at bestemte betingelser oppfylles. Utformingen av virkemiddelbruken overfor utslipp samt fordelingen av produksjon på henholdsvis nye og gamle innretninger nevnes som sentrale faktorer for at det angitte reduksjonspotensialet skal kunne realiseres.

1.3.2 Nitrogenoksider (NO_x)

Størstedelen av NO_x-utslippene i petroleumssektoren stammer fra produksjon av energi til aktiviteten. Da NO_x-utslipp er svært avhengige av forbrenningsteknologien og gassturbiner gir betydelig lavere NO_x-utslipp enn forbrenning i dieselmotorer, står dieselmotorene til havs for en større andel av sektorens utslipp av NO_x enn det som er tilfellet for CO₂.

Som for CO₂ er NO_x-utslippene per produsert oljeekvivalent redusert betydelig de senere årene; vel 30 pst. siden 1990. Figur 1.3 viser utviklingen i utslipp per produsert enhet fra 1988. Driftsoptimalisering, gunstig utvikling i produksjonsstrukturen og mer effektiv kraftgenerering er sentrale årsaker til den realiserte utslippsreduksjonen.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

I løpet av nærmeste 5-års periode forventes det å være utviklet såkalt lav-NO_x brennere til bruk også på de vanligste gassturbinene på norsk kontinentalsokkel. Bruk av denne type utstyr vil kunne redusere utslippene av NO_x fra gassturbinene med i størrelsesorden 80-90 pst. Ved de siste utbyggingene er det tatt høyde for at slike brennere kan installeres når teknologien blir kommersielt tilgjengelig.

Med et slikt reduksjonspotensial ved bruk av nye lav-NO_x brennere, vil prognosen for sektorens NO_x-utslipp, vist i figur 1.4, være svært sensitiv for endringer i innfasingen av slike brennere.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

1.3.3 Flyktige organiske forbindelser (nmVOC)

Hovedsakelig består nmVOC-utslipp fra petroleumsvirksomheten av de letteste bestanddelene i naturgass utenom metan, nemlig etan, butan og propan. Disse komponentene fordamper lett når oljen settes i bevegelse. Spesielt oppstår fordamping, og dermed nmVOC-utslipp, ved lasting og lossing av råolje. Fordampingen er blant annet avhengig av sammensetningen til oljen som lastes. Mindre utslipp av nmVOC forekommer også ved råolje- og gassterminalene.

På kontinentalsokkelen er utslippene av nmVOC for en stor grad knyttet til lastebøyene på Gullfaks og Statfjord. Foruten egen produksjon fra disse feltene, er flere felt lokalisert i deres nærhet basert på lagring og lasting av olje ved disse bøyene.

På oljeterminalen på Stura ble det i 1996 tatt i bruk et gjenvinningsanlegg for nmVOC. Anlegget kan gjenvinne opptil 90 pst. nmVOC. For at gjenvinningsanlegget skal kunne benyttes er det avhengig av at tankskipene som laster olje har montert tilkoblingsutstyr. Økonomiske insentiver, gjennom betydelige lettelser i havneavgiften, er tatt i bruk for å stimulere til installering av dette tilkoblingsutstyret slik at anlegget kan utnyttes i størst mulig grad. Gjenvinningsanlegget bidro i den delen av 1996 det var i drift til at nmVOC-utslippene fra terminalen ble redusert med 25 pst. i forhold til hva de ville vært uten anlegget.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

I oljeindustrien er det under utvikling gjenvinningsanlegg for nmVOC til bruk ombord på tankskipene som trafikkerer lastebøyene på kontinentalsokkelen. Full skala pilot prosjekt av to ulike konsepter forventes å være klare for uttesting fra årsskiftet 1998/99. Tidligere forsøk i mindre skala indikerer at 70-80 pst. av nmVOC-mengden kan gjenvinnes på bøyelastskipene.

De totale nmVOC-utslippene fra kontinentalsokkelen er, selv uten gjenvinning, forventet å falle etter århundreskiftet på grunn av lavere oljeproduksjon. Prognosen for sektorens utslipp er presentert i figur 1.5. I prognosen er det ikke tatt hensyn til at store deler av nmVOC-utslippene vil bli gjenvunnet i fremtiden. Det er videre usikkerhet knyttet til nmVOC-utslippene fra produksjonsskip. På slike skip vil man kunne få fordamping både i forbindelse med mellomlagring på produksjonsskipet og under lasting til oljetanker.

1.3.4 Metan

Utslipp av metan på innretningene stammer hovedsakelig fra lasting og lossing av olje, lekkasjer samt små mengder ventilering på innretningene. Generelt er kaldventilering hovedkilden til metanutslipp i forbindelse med olje- og gassvirksomhet. Slik ventilering har lite omfang på norsk kontinentalsokkel og er en hovedårsak til de relativt sett lave metanutslippene fra norsk olje- og gassvirksomhet.

1.3.5 Olje

Norsk økonomisk sone tilføres olje fra mange kilder. Eksempler er

• elver fra fastlandet,

• skipstransport,

• aktivitet på andre lands kontinentalsokkel,

• petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel,

• annen virksomhet på norsk kontinentalsokkel,

Norsk petroleumsvirkomhet står for i størrelsesorden 2 pst. av den totale oljetilførselen til Nordsjøen. Andre lands petroleumsvirksomhet samt transport står for i underkant av 30 pst., mens hovedtilførselen kommer fra elver og nedbør. Når man ønsker å begrense den totale oljetilførselen, er det derfor viktig å se de forskjellige utslippskilder i sammenheng.

Fortsatt er det potensial for ytterligere reduksjoner i oljeutslippene også fra norsk olje- og gassvirksomhet. Regjeringens mål er å ikke tillate miljøfarlige utslipp av olje og kjemikalier til sjø fra nye funn med selvstendige utbyggingsløsninger. Dessuten vil også de eksisterende felt gjennomgås med sikte på å gjennomføre utslippsreduserende tiltak innen år 2005. Denne nye politikken er basert på føre-var-prinsippet.

Av tabell 1.2 fremkommer det at produsert vann er den klart største kilden til oljeutslipp til sjø fra innretningene på kontinentalsokkelen. Ifølge internasjonale avtaler er det satt krav til at utslippsvann ikke skal inneholde høyere verdier enn 40 mg olje per liter vann. Det blir satset mye fra oljeselskapene på å begrense utslippene av olje også utover de spesifiserte internasjonale krav. Den midlere konsentrasjon av olje i produsert vann på norsk kontinentalsokkel er i dag på vel 20 mg. For å nå så lave konsentrasjoner gjennomløper det produserte vannet mange forskjellige renseoperasjoner.

Det pågår betydelig teknologiutvikling for å redusere mengden produsert vann. Arbeidet er fokusert på områder som avstengning av vannførende lag i brønnene og fraseparering av vannet nede i brønnen eller på havbunnen. Gjennombrudd for slike teknologier vil kunne gi lavere utslipp til sjø. I tillegg kan man få økt oljeproduksjon samt noe reduserte utslipp til luft som følge av lavere energibehov.

I tillegg til produsert vann slippes det ut fortrengningsvann, som inneholder små mengder olje når olje lastes fra de store lagertankene i plattformsålene. Også akutte oljeutslipp oppstår fra tid til annen. Erfaringsmessig er de fleste små, men store søl kan også forekomme. Oljeholdig borevæske eller borekaks har ikke blitt sluppet ut på norsk kontinentalsokkel siden 1991. Slikt avfall blir enten injisert under havbunnen eller tatt til land.

1.3.6 Kjemikalier

Kjemikalier er en fellesbetegnelse for alle tilsetnings- og hjelpestoffer som inngår i boreoperasjoner og ved produksjon av olje og gass. Uten bruk av kjemikalier vil det være umulig å drive en effektiv olje- og gassvirksomhet. Mange typer kjemikalier brukes for å sikre en jevn og sikker drift på innretningene.

Utslippene av kjemikalier har avtatt de seneste årene selv om forbruket har økt. Hovedårsaken til forbruksøkningen er at vannbaserte borevæsker i større grad benyttes. I de vannbaserte borevæskene anvendes ulike kjemikalier blant annet til erstatning for smøreolje. I tabell 1.3 er forbruk og utslipp av kjemikalier i 1996 spesifisert.

Kjemikaliene som forbrukes tar ulike veier. De blir enten

• løst i oljen og følger denne,

• løst i vannet og slippes ut sammen med produsert vann, boreavfall, kjølevann eller annet utslipp,

• forsvinner i undergrunnen,

• samlet opp og tatt til land for viderebehandling og deponering.

Kjemikalieutslippene representerer en lang rekke stoffer med svært forskjellig virkning på miljøet. De største volumene er uorganiske borekjemikalier. Disse, og en lang rekke andre kjemikalier, står på OSPAR (Oslo-Pariskonvensjonen) sin A-liste over kjemikalier som antas å ha liten miljøeffekt.

Noen kjemikalier har en viss akutt gifteffekt. Erfaring viser at slike kjemikalier fortynnes svært fort i vannkolonnen og representerer ikke en vesentlig miljøeffekt utenfor utslippets umiddelbare nærhet. Andre kjemikalier inneholder tungt nedbrytbare molekylforbindelser som muligens kan ha bioakkumulerende egenskaper. Kjemikalier som inneholder hormonforstyrrende nonylfenoler fases nå ut.

Selv om nesten hele kjemikalieutslippet på kontinentalsokkelen består av stoffer som er antatt lite miljøfarlige, er det bekymring knyttet til eventuelle ikkeavdekkede langtidseffekter av kjemikaliene. Blant annet av denne grunn arbeides det kontinuerlig og aktivt med å utvikle nye kjemikalier med mindre miljøeffekter.

1.4 Utslipp fra olje- og gassaktivitet i ulike land

Det er bare et fåtall land som har god statistikk for miljøskadelige utslipp fra produksjon og transport av olje og gass. Følgelig er en sammenligning av utslipp fra ulike lands produksjon vanskelig. Sammenligning vanskeliggjøres også ved at de få land som har god statistikk, ikke har en felles mal for hvordan utslipp beregnes/registreres.

Produksjon av olje og gass foregår under svært ulike forhold verden over. Fra landbasert produksjon på sentrale plasser, via landbasert produksjon på avsides plasser til produksjon på små havdyp, og over til dypvannsforekomster. Temperaturforholdene er også svært forskjellige - alt fra tropisk klima rundt ekvator til permafrost i Russland. Det er innlysende at med så stor spredning i produksjonsforhold vil det ikke være rimelig å rangere miljøeffektiviteten til et lands petroleumsproduksjon uten også å ta hensyn til hvilke forhold aktiviteten opererer under.

SINTEF har foretatt en sammenligning av klimagassutslipp knyttet til henholdsvis produksjon og transport av olje og gass i Russland, USA, Storbritannia, Nederland og Norge. Produksjonsforholdsmessig er sammenligningen mellom Storbritannia og Norge den som gir best grunnlag for en sammenligning av utslippseffektiviteten. Produksjonen i disse landene foregår under tilnærmet identiske forhold, når en ser bort fra områdets modenhet.

Denne type undersøkelser gir ikke et absolutt bilde på forholdene i de ulike landene, men gir uttrykk for de ulike lands utslippsnivå slik de selv beskriver det. Tall for årene 1990-91 er benyttet i undersøkelsen da dette var de siste år tall for alle land var tilgjengelige. Det er liten grunn til å tro at et så tidlig år er spesielt gunstig for Norge; de spesifikke utslippene av CO₂ er redusert med vel 30 pst. siden 1990.

Undersøkelsen viser at de spesifikke utslipp fra produksjon og transport av gass på norsk kontinentalsokkel er forholdsvis lave. Spesielt slår de strenge restriksjonene på lufting og fakling ut i lave utslipp av metan. Sett i forhold til de andre landene er utslippene knyttet til produksjon av en enhet gass nesten halvparten av de i Storbritannia og de til havs i Nederland, noe under halvparten av de i USA og godt under åttendedelen av de i Russland. Dette selv om CO₂-utslipp knyttet til gassproduksjon i Russland ikke er inkludert. Sammenligner vi utslippene fra norsk kontinentalsokkel med de totale i Nederland - inklusive den store landbaserte produksjonen - er utslippene drøyt 40 pst. høyere i Norge. Dette skyldes hovedsakelig lengre transportavstand.

Samme mønster finner vi for produksjon og transport av olje. Utslippene på norsk kontinentalsokkel er beregnet til å være rundt en tredel av de på britisk sektor og godt under en tidel av de amerikanske. Det er særlig CO₂-utslippene som er lavere i Norge. Dette skyldes ifølge undersøkelsen blant annet mindre fakling enn i Storbritannia og større og nyere produksjonsenheter enn i USA.

I forbindelse med Miljøsok ble det foretatt analyser av de spesifikke utslippene av NO_x og nmVOC fra de ulike lands petroleumsindustri. For NO_x viser tallene at utslippene på norsk kontinentalsokkel er betydelig lavere enn i Storbritannia, Russland og til havs i Nederland. Dette er ikke overraskende all den stund utslipp av NO_x og CO₂ i stor grad kommer fra de samme kildene. For nmVOC er bildet et annet. Som følge av de store mengder bøyelasting av olje på norsk kontinentalsokkel, er de norske utslippene betydelig høyere enn de i Storbritannia, Russland og Nederland, men det må understrekes at utslippstall/statistikk for nmVOC-utslipp er betydelig mindre sikre enn for CO₂ og NO_x.

1.5 Reduksjonspotensial i ny teknologi og produksjonsendringer

Alle utslippsprognoser er basert på forutsetninger rundt faktorer som produksjonsutvikling, teknologiutvikling og lokalisering av aktiviteter. Realiseres ikke forutsetningene vil følgelig utslippsprognosene endres. For eksempel vil en generell bedring i gassturbinenes virkningsgrad, utover det som er forventet i prognosene, medføre at prognosen for CO₂ og NO_x fra kraftproduksjonen reduseres relativt like mye.

1.5.1 Kraftproduksjon

Da kraftproduksjonen står for størstedelen av CO₂- og NO_x-utslippene knyttet til innretningene på kontinentalsokkelen, vil tiltak som øker effektiviteten i kraftproduksjon og/eller minsker energibehovet på innretningene være sentrale elementer i arbeidet med å redusere denne type utslipp.

Ved alle nye utbygginger på norsk kontinentalsokkel utreder utbygger blant annet konsekvensene av aktuelle avbøtende tiltak når det gjelder utslipp fra kraftproduksjonen som er aktuelle for det enkelte prosjekt. Eksempler på slike tiltak er optimalisering av energibruken, bruk av mer effektiv kraftgenerering, oppgradering av eksisterende turbiner og samordnet kraftforsyning. I tillegg adresseres kostnadene ved å fjerne CO₂ fra eksosen fra turbiner og eventuelt fra brønnstrøm, samt effekten av å overføre kraft fra land til de aktuelle innretninger.

Reduksjon av kraftbehovet

Optimalisering av innretninger med hensyn til reduksjon av kraftforbruk er et område som stadig får større oppmerksomhet. Det viser seg at det særlig på nye innretninger er mye å hente ved å bygge anlegget slik at kraftforbruket blir begrenset. Dette gir ofte både god økonomi og mindre utslipp enn det som har vært vanlig tidligere.

Også på eksisterende innretninger vil det være et potensiale for å redusere energibruken, selv om dette vanligvis er betydelig mindre enn ved bygging av nye innretninger.

Fjerning av CO₂ fra gassturbineksos

Utslippene av CO₂ fra aktiviteten på norsk kontinentalsokkel vil kunne reduseres ved at CO₂ fjernes fra gassturbinenes eksos. Det finnes i dag teknologi for fjerning av CO₂ til bruk på land. Mindre anlegg av denne type har blant annet blitt brukt til å produsere CO₂ til bruk i økt oljeutvinningstiltak i USA. CO₂-fjerningsteknologi er ikke kvalifisert for bruk til havs. Blant annet på grunn av begrenset vekt- og arealkapasitet vil det være mer krevende å installere slikt utstyr på kontinentalsokkelen.

Den tilgjengelige teknologi for oppsamling av CO₂ er kostbar og energikrevende til tross for at forskning de senere årene har lykkes i å redusere de store energitapene i prosessen betydelig. Fortsatt forskningsinnsats kan gi betydelig reduksjoner i kostnadene ved oppsamling av CO₂ i løpet av de neste 5-10 år. Den største utfordringen ligger i å redusere energitapene i prosessen ytterligere.

CO₂ som samles opp fra eksos må enten brukes eller deponeres. CO₂ kan lagres på land, på havdypet, i uttømte olje- eller gassreservoarer eller i andre egnede underjordiske formasjoner. For enkelte felt kan CO₂ være aktuelt for å holde trykket oppe i reservoaret. Mulighetene for lagring av CO₂ i underjordiske reservoarer på norsk kontinentalsokkel er gode. På Sleipner vest er verdens første anlegg for deponering av CO₂ allerede i drift. På dette feltet ekstraheres CO₂ fra resten av brønnstrømmen, slik at naturgassen innfrir salgsspesifikasjonene, for deretter å bli injisert i en sandstensformasjon om lag 1000 meter under havbunnen. Teknologien for deponering av CO₂ er således kjent.

Skal CO₂ fjerning bli mer aktuelt til havs, er det dessuten svært viktig at anleggenes størrelse og vekt reduseres betraktelig. Nye membranbaserte løsninger er lovende i så måte. Denne type teknologi antas å kunne være kommersielt tilgjengelig like over århundreskiftet. Lykkes utviklingen av mindre kostbare, samt lettere og mer kompakte oppsamlingsanlegg, kan CO₂-fjerning på enkelte områder bli en del av en kostnadseffektiv nasjonal klimapolitikk på sikt.

Elektrifisering

Departementet foretok våren 1997 en vurdering av mulighetene for å dekke opp kraftbehovet til havs med kraft fra land. Studien som ble gjennomført av OD og NVE, viser at det hverken er realistisk å dekke kraftbehovet til havs med vannkraft, ved økt satsing på energiøkonomisering eller ved å benytte alternative energikilder. Import utelukkes på grunn av ingen eller negativ effekt på de totale utslipp. Oppdekning av kraftbehovet med gasskraft vil derfor være det mest realistiske alternativet til desentral kraftproduksjon på de ulike innretningene.

Studien til OD og NVE viste at elektrifisering fra land av tilnærmet hele kontinentalsokkelen med oppdekning av gasskraft, ut fra de forutsetninger som ble gjort i studien, vil redusere utslippene fra petroleumsvirksomheten fram til 2020 med anslagsvis 15 pst. i forhold til en situasjon der gassturbiner på plattformene fortsatt anvendes. Et slik tiltak vil kreve tilleggsinvesteringer på i størrelsesorden 40 mrd. (1996-kroner). Se for øvrig kapittel 9.4.4.

En annen mulighet er elektrifisering fra kombikraftverk plassert til havs. Fordelen med å legge kraftverket til havs vil være et noe mindre behov for rørledningskapasitet og el-kabler. Ulempen er at det er mye dyrere å bygge et kraftverk til havs. Foreløpige analyser tyder på at dette alternativet ikke har kostnadsfordeler i forhold til en elektrifisering fra land.

Elektrifisering kombinert med fjerning av CO₂ fra gasskraftverkene vil gi betydelig større utslippsreduksjoner som følge av tiltaket. Samtidig vil selvsagt også kostnadene ved tiltaket øke betydelig. Ekstrakostnadene vil være knyttet både til bygging og drift av et fjernings- og deponeringsanlegg. Kommersiell bruk av CO₂ kan bidra til å gjøre slike konsepter mer økonomisk interessante.

Samkjøring av kraftforsyning

Potensialet for utslippsreduksjon ved samkjøring av kraftproduksjonen på tilstøtende felt, skyldes at gassturbinene på norsk kontinentalsokkel i gjennomsnitt blir kjørt med 70 pst. belastning og at ulike innretninger har turbiner med noe forskjellige virkningsgrader. Dellastkjøring fører til noe lavere virkningsgrad i kraftproduksjonen, og dermed høyere utslipp av avgasser enn ved optimal drift av turbinene. Samkjøring av kraftforsyning mellom innretninger vil fortløpende bli vurdert av departementet når interessante områder identifiseres. Analyser er allerede foretatt for blant annet Oseberg-området uten at samkjøring er identifisert som den beste løsningen.

Flytting av kraftforbruket til land

Et alternativ til å overføre energi til innretningene på kontinentalsokkelen fra land eller fra en sentral innretning, er å overføre energiforbruket fra innretningene og til fastlandet. Dette kan gjøres ved at aktiviteter som til nå stort sett er blitt foretatt til havs, flyttes til landbaserte anlegg basert på mer effektiv kraftforsyning. En slik plassering av anlegg på land vil også gjøre det lettere å utnytte eventuelle stordriftsfordeler i prosessering og transport.

Flytting av aktivitet er gjennomført for Troll A samt for deler av Zeepipe-rørledningen. På Troll A er både prosesseringsanlegg og eksportkompresjon for salgsgass lokalisert på fastlandet. Videre utvikling av flerfaseteknologi for rørtransport vil, sammen med tidlig fjerning/avstenging av produsert vann, være nødvendig for en utstrakt flytting av aktiviteter til land.

Mer effektive gassturbiner

Utslippene av CO₂ kan også reduseres innenfor dagens desentraliserte kraftproduksjon ved å øke gassturbinenes energiutnyttelse. Det arbeides kontinuerlig med teknologiutvikling på dette området. Ny teknologi, med potensiale til å gi større utslippsreduksjon enn elektrifisering ved bruk av landbasert gasskraft, er i dag tilgjengelig, og flere alternative teknologier er under utvikling.

Eksosen fra gassturbiner er svært varm. Denne varmen er en energi som kan utnyttes bedre enn det som historisk har vært tilfellet. Eksosvarmen kan utnyttes på ulike måter. Den kan brukes til oppvarming hvis innretningen har betydelig varmebehov og/eller til å produsere elektrisitet. Elektrisitet kan produseres fra eksosvarmen på flere måter. Varmen kan brukes til å drive en dampturbin (kombinert kraftverk) eller en luftturbin (ABC-teknologi). Disse to alternativene har begge potensialet til å redusere utslippene av CO₂ og NO_x fra innretninger hvor de tas i bruk betydelig. ABC-teknologien øker i utgangspunktet effektiviteten i kraftproduksjonen med om lag 25 pst., kombinerte kraftverk med 30-40 pst. Utslippene av de miljøskadelige gassene fra kraftproduksjonen vil kunne avta i tilnærmet samme størrelsesorden.

ABC-teknologien er ennå ikke ferdig utviklet, mens kombikraftverk lenge har vært i bruk på fastlandet. Teknologien er ennå ikke utprøvd til havs fordi dampkjelenes størrelse og vekt til nå har gjort bruk til havs ulønnsomt. Kombikraft basert på damp er nå besluttet tatt i bruk på flere felt med økt kraftbehov på kontinentalsokkelen.

Det arbeides i tillegg med teknologi som gjør at energien som ligger i brønnstrømmens trykk kan erstatte noe gassbasert energi. Det pågår forskning for å utvikle slik teknologi til bruk på innretninger til havs. Hvis man lykkes med denne teknologien, vil den kunne dekke en betydelig andel av energibehovet for felt knyttet til høytrykksreservoarer.

1.5.2 Fakling

Fakling skjer i hovedsak av sikkerhetsmessig grunner, og er en viktig og helt nødvendig sikkerhetsforanstaltning på innretningene. For å hindre farlige situasjoner åpnes sikkerhetsventilene og gassen blir ledet til fakkeltårnet for brenning.

Utslippene fra fakling er i form av CO₂ og NO_x. Oppmerksomhet rundt CO₂-utslipp har, sammen med avgiftsbeleggingen, bidratt til at det de senere årene er utviklet teknologi for automatisk tenning av fakkel. I slike anlegg resirkuleres gassen ved normal drift. Kontinuerlig brenning på fakkel unngås således. Denne type anlegg er installert på flere innretninger og har potensial til å redusere utslippene fra fakling med opptil 70 pst.

1.5.3 Bøyelasting

Bøyelasting står for nesten alle utslipp av nmVOC på kontinentalsokkelen. Bruken av produksjonsskip vil isolert sett bidra til å øke utslippene av nmVOC fremover. Grunnen er at man på slike innretninger vil kunne få oljefordamping også når oljen produseres til skipenes lagertanker. Denne fordampingen kommer i tillegg til den som fortsatt vil oppstå ved lasting til skytteltanker.

Utprøving av et småskala anlegg for gjenvinning av nmVOC-utslipp på bøyelasteskip, med påfølgende tilbakeføring i oljelasten ble avsluttet med gode resultater. Anlegget gjenvant i størrelsesorden 70 pst. nmVOC. Et full-skala pilotanlegg forventes å være i drift i løpet av 1998. Denne teknologien er også velegnet for bruk på lager- og produksjonsskip.

Parallelt utvikles det innen petroleumsnæringen skipsmotorer som kan drives på gjenvunnet nmVOC. For dette konseptet er et pilotanlegg forventet ferdigstilt rundt årskiftet 1998/99. Dette konseptet vil, i tillegg til å redusere nmVOC-utslippene fra oljelasten, bidra til å redusere utslippene fra driften av bøyelastskipene da gjenvunnet nmVOC er et relativt rent drivstoff.

1.5.4 Produsert vann

Potensialet for reduksjon av utslippene av produsert vann er særlig stort i forbindelse med de løsninger og teknologier som reduserer vannproduksjonen. Det finnes alternative teknologier som man kan benytte i så henseende. Utover å redusere utslippene av produsert vann, kan denne type teknologier bidra til kostnadsbesparelser som følge av at diverse utstyr som man behøver i dag gjøres overflødig. Denne type tiltak vil også kunne ha andre effekter som redusert energibehov, og dermed reduserte utslipp til luft, samt økt oljeutvinning. Dette gjør at slike tiltak har interessante fremtidsmuligheter.

Vannavstengning i brønnen er en mulighet for å unngå å produsere mye vann opp fra brønnene. Det betyr at man, enten mekanisk eller kjemisk, stenger av de vannførende lag i utvinningsbrønnen. Det pågår aktivitet i industrien for å finne den mest hensiktsmessige måte å eventuelt gjennomføre vannavstengning på. Det vil kunne være en konflikt mellom ønske om å stenge av vannet og økt oljeproduksjon, fordi vannratene må bli svært høye før vannførende lag kan stenges hvis ikke økonomisk interessant olje skal tapes.

Nedibrønnseparasjon er et annet alternativ. Med denne teknologien foretas primærseparasjon nede i produksjonsbrønnen. Dette betyr at vannet skilles ut fra resten av brønnstrømmen før den når havbunnen. Denne teknologien er ennå ikke tilgjengelig, men pilottester er utført i brønner på land med lovende resultat.

Et nært beslektet alternativ som er under utvikling er havbunnsseparasjon. Som navnet sier gjennomføres separasjonsprosessen på havbunnen. Ved Troll C utbyggingen er havbunnsseparasjon for første gang planlagt tatt i bruk på kontinentalsokkelen.

De to sistnevnte teknologiene er av særlig interesse da de muliggjør utbyggingskonsepter som i større grad kan baseres på flerfasestrøm til eksisterende infrastruktur eller til land.

Disse teknologiene vil sammen med reinjeksjon av produsert vann måtte være nøkkelelementer når målsettingen om «0»-utslipp av miljøfarlige stoffer til sjø skal realiseres.

1.5.5 Boreavfall

Oljeholdig boreslam har i flere år vært forbudt å slippe ut på norsk kontinentalsokkel. Dette løses enten ved at det reinjiseres under havbunnen eller tas til land for deponering. En bieffekt av slik reinjeksjon er økt kraftforbruk og dermed økte utslipp til luft.

Bedre kartlegging av reservoarer har bidratt til at færre mislykkede brønner nå bores. Sammen med ny boreteknologi som horisontal- og tynnhullsboring, betyr dette at mindre boring - med påfølgende mindre utslipp av kjemikalier og boreavfall - er nødvendig for å gjennomføre en viss aktivitet. Sammen med økt gjenvinning av vannbaserte borevæsker, er dette viktige elementer for å nå «0»-utslipp til sjø fra nye selvstendige utbygginger.

1.6 Disponering av utrangerte innretninger

Petroleumsproduksjonen fra flere av feltene på norsk kontinentalsokkel har nå opphørt eller er i ferd med å opphøre. Stortinget har fattet beslutning om hvorledes de utrangerte installasjonene på Nordøst-Frigg, Odin og Mime feltene skal disponeres. Det vises her til henholdsvis St prp nr 36 (1994-95), St prp nr 50 (1995-96) og St prp nr 15 (1996-97). Flere disponeringssaker vil bli presentert for Stortinget i tiden fremover, hvorav Øst-Frigg og Tommeliten Gamma er nærmest i tid.

Norske myndigheter har fra første stund hatt en restriktiv holdning til etterlatelse og dumping av utrangerte installasjoner. Det kreves en omfattende vurdering av muligheter for gjenbruk og utredninger om de miljømessige, sikkerhetsmessige og økonomiske konsekvenser ved de forskjellige løsninger og betydningen for skipsfart og fiske. Disse vurderingene bygger både på norsk lovgivning og internasjonale regler.

Nasjonale regler om fjerning og disponering av utrangerte innretninger (installasjoner og rørledninger) finnes i lov av 29. november 1996 nr 72 om petroleumsvirksomhet (petroleumsloven) og lov av 25 april 1986 nr 11 om fordeling av utgifter til fjerning av innretninger på kontinentalsokkelen (fjerningsutgiftsfordelingsloven). I den nye petroleumsloven er det inntatt et eget kapittel 5 om avslutning av petroleumsvirksomheten. Etter dette skal rettighetshaver legge fram en avslutningsplan før bruken av en innretning endelig opphører. Med utgangspunkt i planen fatter Olje- og energidepartementet vedtak om disponering og fastsetter en frist for gjennomføring av vedtaket. I vurderingen som legges til grunn for vedtaket skal det bl.a. legges vekt på tekniske, sikkerhetsmessige, miljømessige og økonomiske forhold og hensynet til andre brukere av havet. Det vises ellers til Ot prp nr 43 (1995-96). Fjerningsutgiftene fordeles etter fjerningsfordelingsloven mellom staten og rettighetshaverne, da sistnevnte ikke får rett til fradrag for slike utgifter i skatteregnskapet, men isteden får et tilskudd. Etter loven skal staten dekke en andel av fjerningsutgiftene basert på den enkelte rettighetshavers skattesats gjennom de år innretningen har vært i bruk. Dette innebærer at den enkelte fjernings- og disponeringssak må fremlegges for bevilling av Stortinget.

Ifølge FNs havrettskonvensjon av 1982 skal utrangerte offshore-installasjoner fjernes for å trygge sikkerheten for skipsfarten under hensyntagen til internasjonalt godkjente standarder vedtatt av International Maritime Organization (IMO). Ved en eventuell fjerning skal det tas tilbørlig hensyn til fiske, vern av det maritime miljø og andre staters rettigheter og plikter. IMO fastsatte i 1989 nærmere retningslinjer. Etter disse skal alle utrangerte installasjoner fjernes som veier mindre enn 4 000 tonn uten dekk og står på mindre enn 75 meters havdyp (100 meter for de som utplasseres etter 1.1.1998), med mindre spesielle omstendigheter kan påberopes.

Det har i de siste årene vært vist stor internasjonal interesse for disponering av utrangerte offshore-installasjoner i Nordsjø-området. Protestene mot dumping av den britiske installasjonen Brent Spar satte spørsmålet om dumping av plattformer på agendaen for Nordsjø-konferansen i 1995 og det påfølgende møte i kommisjonen i OSPAR (konvensjonen om beskyttelse av det marine miljø i det nordøstlige Atlanterhav, undertegnet i Paris 22. september 1992). Både Nordsjøkonferansen og OSPAR-kommisjonen fattet beslutning om forbud mot dumping av utrangerte plattformer til havs. Norge og Storbritannia gikk imot disse beslutningene og er derfor ikke bundet av dem. Senere er det oppnådd enighet om å søke kompromissløsninger i OSPAR som alle parter kan enes om.

Et forbud mot etterlatelse eller dumping til havs begrunnes med at havet ikke skal være noen søppelplass og at materialet skal gjenvinnes ved resirkulering. Norge og Storbritannia har argumentert for å holde opsjonen for sjødisponering åpen der en totalvurdering av de miljømessige, sikkerhetsmessige og kostnadsmessige sider og hensynet til andre brukere av havet viser at sjødisponering er det beste alternativet.

Det er ventet at endelig beslutning blir fattet på OSPARSs ministermøte i juli 1998. Det er nedsatt en interdepartemental arbeidsgruppe under ledelse av Olje- og energidepartementet som koordinerer det norske forhandlingsopplegget.

Det finnes i dag ingen internasjonale regler om fjerning og disponering av olje- og gassrørledninger. Men de nødvendige hjemler for vedtak er inntatt i den nye petroleumsloven. Olje- og energidepartementet har igangsatt et utredningsprosjekt med en tidsramme på tre år. Det vil derfor ikke bli tatt noen beslutning om fjerning og disponering av rørledninger før utredningen foreligger.