5 Aktuelle disponeringssaker

Petroleumsproduksjonen fra enkelte felt på norsk kontinentalsokkel har opphørt, og innretningene knyttet til driften av feltene tatt ut av bruk. I tillegg er en rekke innretninger tatt ut eller planlegges tatt ut av bruk som følge av utbyggingen av nytt Ekofisk-senter. For noen felt er det allerede tatt stilling til disponeringen av installasjonene, mens beslutningen om disponeringen av rørledninger og kabler ble utsatt til resultatene fra utredningsprogrammet for utrangerte rørledninger og kabler forelå.

Avslutningsplanene med tilhørende konsekvensutredninger for de rørledningene og kablene som behandles i dette kapitlet er sendt departementet til behandling i årene 1995-1999. Konsekvensutredningene har vært på høring hos berørte myndigheter og interesserte, og som det framgår av kapittel 3.1 ble innkomne høringsuttalelser brukt som en del av grunnlaget for å vurdere aktuelle tema for utredningsprogrammet for utrangerte rørledninger og kabler. Dette gjelder særlig høringsuttalelser av generell karakter som ikke er direkte knyttet til den enkelte disponeringssak. Olje- og gassrørledninger som omfattes av denne meldingen er vist i figur 5.1.

Som et resultat av de gjennomførte utredningene foreligger det i dag et bedre kunnskapsgrunnlag enn da enkelte av høringsuttalelsene ble avgitt. Departementet har likevel valgt å presentere de høringsuttalelsene som er direkte knyttet til de aktuelle avslutningsplanene. Høringsuttalelsene om de enkelte prosjekter fra andre departementer som ble avgitt før det interdepartementale utredningsarbeidet ble avsluttet, er imidlertid ikke gjengitt i Stortingsmeldingen.

Det er dagens kunnskap om de aktuelle tema som er lagt til grunn ved utformingen av de generelle prinsippene omtalt i punkt 4 samt for behandlingen av de foreliggende disponeringssakene.

Etter at Stortinget har behandlet denne meldingen vil departementet fatte disponeringsvedtak i henhold til petroleumsloven § 5-3.

5.1 Odin

Odin var et gassfelt 26 kilometer nord for Frigg. Plattformen ble fjernet i 1996/97. Esso var eneste rettighetshaver. Ordinær produksjon startet i 1984, og stoppet i 1994. Gassen fra feltet ble transportert i rørledning til Frigg og deretter i Frigg-rørledningen til St. Fergus i Skottland.

Rørledningen mellom Odin og Frigg er 26 kilometer lang, 20 tommer i diameter, og ligger for det meste udekket på havbunnen. Rørledningen ble etter produksjonsopphør renset og fylt med sjøvann og kappet ved Odin-enden. Enden ble tettet med en mekanisk plugg og overfylt med grus.

Utvinningstillatelse 030 er nå tilbakelevert.

Kilde: (Oljedirektoratet).

Rettighetshavers anbefaling

Rettighetshaveren oversendte 23. mars 1995 plan for endelig disponering av innretningene på Odinfeltet med tilhørende konsekvensutredning til departementet. Rettighetshaveren anbefalte at rørledningen ble etterlatt på havbunnen. Et alternativ til etterlatelse var ifølge rettighetshaveren å ta rørledningen opp fra havbunnen og deponere den på et annet sted i havet hvor den ikke ville være til ulempe for fiskeriene eller å ta den til land for deponering eller opphugging. I planen presenterte rettighetshaver merkostnader ved å fjerne, hugge opp, grave ned eller dekke rørledningen med stein sammenlignet med kostnadene ved etterlatelse. Ved Stortingets behandling av St prp nr 50 (1995-96) ble beslutningen om disponering av Odin-ledningen utsatt inntil resultatene fra utredningsprogrammet for utrangerte rørledninger og kabler forelå.

Gjennom utredningsprogrammet kom det fram at nedgraving ved grøfting kan være et aktuelt disponeringsalternativ for rørledninger som ligger på sandbunn. Departementet ba derfor rettighetshaver om å utarbeide oppdaterte kostnadsoverslag for dette alternativet. Rettighetshaver har presentert beregninger som viser at kostnaden ved fjerning av rørledningen er 120 mill. NOK (her og senere er kostnadene angitt i NOK-2000 med mindre annet er angitt). Nedgraving av rørledningen med eller uten tilbakefylling av grøften er beregnet til hhv 53 mill. og 35 mill. NOK. Da grunnforholdene langs rørledningen ikke er fullt ut kjent, knyttes det en viss usikkerhet til disse estimatene. Kostnadene ved steinfylling av rørledningen er 95 mill. NOK. Tilsvarende er kostnadene ved etterlating av rørledningen beregnet til omlag 1 mill. NOK hvert 5. år (inspeksjon av rørledningen). Disse oppdaterte kostnadstallene er innhentet etter at avslutningsplanen ble sendt departementet.

Høringsuttalelser

Konsekvensutredning for endelig disponering av innretningene på Odin-feltet ble sendt på høring til berørte myndigheter og interesserte i april 1995. Norges Fiskarlag krevde i sin høringsuttalelse at rørledningen fjernes. Bellona anbefalte at alle innretninger på Odin-feltet fjernes og resirkuleres. Det ble vist til at dette er den beste miljømessige, økonomiske og sysselsettingsmessige løsningen. Departementet viser til at full fjerning eller etterlating på stedet uten nedgraving eller overdekking var de eneste alternativer som ble presentert i konsekvensutredningen. Det ble ikke innhentet synspunkter fra høringsinstansene på løsninger som innebærer nedgraving eller overdekking i forbindelse med Odin-rørledningen.

Fisket i berørt område

Odin-rørledningen ligger i områder som tradisjonelt vurderes som viktige for bunnfiske med trål og snurrevad. Det norske fisket i berørt område har vært forholdsvis begrenset på 1990-tallet som følge av den svake bestandssituasjonen for bunnfiskartene i Nordsjøen, men har vist en økning i senere år. I området foregår det til tider også et betydelig skotsk fiske. Det foregår et utstrakt samarbeid mellom Norge og EU med sikte på å bygge opp igjen Nordsjøbestandene. Fiskerimyndighetene peker på at det som et resultat av dette arbeidet, kan utvikles et betydelig norsk trål- og snurrevadfiske i berørt område. Områder som er viktige for industritrålfisket berøres ikke direkte av rørledningen.

Departementets vurdering

Etter en samlet vurdering av potensialet for framtidig fiske, sikkerheten ved fiske og kostnader ved de ulike disponeringsløsninger, finner departementet at Odin-rørledningen bør graves forsvarlig ned i havbunnen. Etter gjennomføringen av arbeidet foretas det inspeksjon og endelig godkjenning av disponeringen i samråd med fiskeri- og miljøvernmyndigheter.

5.2 Øst-Frigg

Øst-Frigg var et gassfelt ca. 18 km øst for Frigg-feltet. Rettighetshaverne er operatøren Elf (37,23 pst.), Norsk Hydro (32,11 pst.), TOTAL (20,33 pst.) og Statoil (10,43 pst., hvorav SDØE 1,46 pst.). Ordinær produksjon startet i 1988, og stoppet i 1997.

Den produserte gassen på Øst-Frigg ble transportert til Frigg-feltet for behandling og videre transport til St. Fergus i Skottland. Det assosierte kondensatet ble først transportert til St. Fergus, men ble i den siste tiden fraktet i Frostpipe til Oseberg A og videre til Sture. Ved Stortingets behandling av St prp nr 8 (1998-99) ble det bestemt at alle installasjonene på Øst-Frigg skulle fjernes og ilandbringes.

Rørledninger og kabler som er tatt ut av bruk på Øst-Frigg består av fire hovedgrupper:

• To rørledninger mellom Øst-Frigg og Frigg; en 12” produksjonslinje for gass og en 1” servicelinje. Lengde på disse er 18 kilometer.

• Styringskabler mellom Øst-Frigg og Frigg, med en lengde på 18 kilometer.

• 3 elektriske kabler mellom Øst-Frigg og Frigg, hver med en lengde på 18 kilometer.

• Et 2” samlerør mellom installasjonene på Øst-Frigg-feltet, som inneholder et 10” gassrør, en 4” servicelinje og navlestreng.

Rørledningene mellom Øst-Frigg og Frigg er nedgravd og dekket med stein. Navlestrengen mellom Øst-Frigg og Frigg ligger på bunnen, men antas tildekket med silt/sand. Samlerøret mellom installasjonene på Øst-Frigg er delvis (50 pst.) dekket med grus/stein. De elektriske kablene ble lagt på havbunnen, og er ifølge operatøren delvis dekket med silt og sand. Bunnen i området består av fin sand, med noe silt og små innslag av grovere materiale.

Rettighetshavernes anbefaling

Rettighetshaverne oversendte til departementet den 10. juli 1997 plan for endelig disponering av innretningene på Øst-Frigg med tilhørende konsekvensutredning. I planen foreslår rettighetshaverne å etterlate rørledninger og kabler på havbunnen. Rettighetshaver har presentert beregninger som viser at kostnadene knyttet til etterlating på stedet er i størrelsesorden 16 mill. NOK. Nedgraving av rørledninger og kabler med eller uten tilbakefylling av grøftene er beregnet til hhv 111 mill. NOK og 39 mill. NOK. Kostnader ved å fjerne og bringe i land fordeler seg med 119 mill. NOK på samlerøret, 97 mill. NOK på øvrige rørledninger og 27 mill. NOK på elektriske kabler og styringskabler. Disse oppdaterte kostnadstallene er innhentet etter at avslutningsplanen ble sendt departementet.

Høringsuttalelser

Konsekvensutredning for endelig disponering av innretningene på Øst-Frigg ble sendt på høring i august 1997. De synspunkter som framkom under høringen er tatt hensyn til ved utformingen av generelle prinsipper for disponering av utrangerte rørledninger og kabler. Departementets vurdering av de ulike disponeringsløsninger baserer seg på disse prinsipper.

Fisket i berørt område

Området mellom Frigg og Øst-Frigg er tradisjonelt vurdert som et konsumtrålfelt. Konsumfisket i området er i hovedsak som beskrevet for Odin-rørledningen i kapittel 5.1. Det foregår ikke industritrålfiske av noe omfang i området som berøres av rørledningene og kablene.

Nedgravde, tildekkede og nedsunkne rør og kabler ventes ikke å medføre ulemper for trålfisket i berørt område. På lang sikt kan den delvis tildekkede feltinterne samlerørledning på Øst-Frigg bli påført ytre skader som følge av korrosjon mv. Fjerning av denne rørledningen kan imidlertid medføre at steinfyllinger spres over et større område enn i dag, og dermed forårsake økte ulemper for fisket. Det foregår bare et begrenset fiske med bunnredskaper i området som berøres av samlerørledningen. Samlet sett vurderes derfor etterlating av rørledningene, som foreslått av rettighetshaverne, som den gunstigste disponeringsløsningen for fisket med bunnredskaper i området.

Kabler som ligger oppå havbunnen er erfaringsmessig mye mer utsatt for skader enn rørledninger. En skadet kabel medfører risiko for fasthekting og ødeleggelse av fiskeredskaper, og erfaringene fra det skrotoppryddingsarbeidet som er gjennomført på fiskefelt i Nordsjøen viser at det lett oppstår opphopninger av ødelagte fiskeredskaper slike steder. Ifølge operatøren har det imidlertid ikke forekommet noen tilfeller av fasthekting av bunnredskaper i kablene, som i dag ligger delvis tildekket av silt og sand. Samlet sett vurderes derfor etterlating av kablene, som foreslått av rettighetshaverne, ikke å medføre ulemper for fisket i området.

Departementets vurdering

Etter en samlet vurdering av potensialet for framtidig fiske, sikkerheten ved fiske og kostnader ved de ulike disponeringsløsninger, finner departementet i samsvar med rettighetshavernes tilråding at rørledninger og kabler bør etterlates på stedet.

5.3 Lille-Frigg

Lille-Frigg er et gassfelt ca 21 km nordøst for Frigg-feltet. Rettighetshaverne er operatøren Elf (41,42 pst.), Norsk Hydro (32,87 pst.), TOTAL (20,71 pst.) og Statoil (5.00 pst.). Ordinær produksjon startet i 1994, og stoppet i 1999.

Lille-Frigg ble bygget med tre fjernstyrte undervannsinstallasjoner med tilknytning til Frigg via TCP2 plattformen. Den produserte gassen ble transportert til Frigg-feltet for behandling og videre transport til St. Fergus i Skottland. Kondensatet ble transportert gjennom Frostpipe til Oseberg A, og derifra via OTS til terminalen på Sture. I St. prp. nr 53 (1999-2000) presenteres forslag til disponering av installasjonene på Lille-Frigg.

Rørledninger og kabler som er tatt ut av bruk på Lille-Frigg består av fire hovedgrupper:

• En 10” gasstransportrørledning med en lengde på 22 km.

• Kontroll- og injeksjonslinjer/kabler mot Frigg/TCP2 med en lengde på 22 km; en på 3” og tre på 1,5” diameter.

• Hydrauliske og elektriske kabler med lengde inntil 22 km

• Fleksible stålrør mellom undervannsinstallasjoner: to 4” rørledninger på hhv 1,4 km og 1 km, samt to bunter med injeksjonslinjer, elektrisk kabel og navlestreng til hver.

Gasseksportrørledningen er grusdumpet i hele sin lengde. Øvrige rørledninger og kabler er nedgravd og dekket med 0,9 meter sand. De siste meterene før tilkopling til undervannsinstallasjonene er grusdumpet. Bunnen i området består av fin sand, med noe silt og små innslag av grovere materiale.

Rettighetshavernes anbefaling

Rettighetshaverne oversendte den 4. november 1998 plan for endelig disponering av innretningene på Lille-Frigg med tilhørende konsekvensutredning til departementet. Rettighetshaverne foreslår å etterlate rørledninger og kabler som de er, nedgravd eller overdekket på havbunnen. Etter kutting foreslås rørendene nedgravd og tildekket med matter og grus.

Rettighetshaver har presentert beregninger som viser at kostnadene knyttet til etterlating på stedet er omlag 9 mill. NOK. Et alternativ til etterlatelse er ifølge rettighetshaverne fjerning og ilandbringelse for deponering eller opphugging. Kostnader ved å fjerne og bringe i land er beregnet til 153 mill. NOK. Kostnadene fordeler seg med 131 mill. NOK på gasstransportrørledningen og det resterende på øvrige rørledninger og kabler mellom installasjoner på Lille-Frigg. Disse oppdaterte kostnadstallene er innhentet etter at avslutningsplanen ble sendt departementet.

Høringsuttalelser

Rettighetshavernes konsekvensutredning ble sendt på høring i november 1998. Det framkom ingen spesielle merknader til konsekvensutredningen.

Fisket i berørt område

Fiskeriaktiviteten omkring Lille-Frigg er som beskrevet for Øst-Frigg i kapitlet ovenfor. De nedgravde rørledningene og kablene medfører ingen ulemper for fisket med bunnredskaper. Gassrørledningen, som er grusdumpet, antas heller ikke å medføre operasjonelle ulemper av noe omfang for fisket. På lang sikt kan denne rørledningen bli påført ytre skader som følge av korrosjon mv. Fjerning av rørledningen kan imidlertid medføre at steinfyllinger spres over et større område enn i dag, og dermed forårsake økte ulemper for fisket.

Departementets vurdering

Etter en samlet vurdering av potensialet for framtidig fiske, sikkerheten ved fiske og kostnader ved de ulike disponeringsløsninger, finner departementet i samsvar med rettighetshavernes tilråding at rørledninger og kabler bør etterlates på stedet.

5.4 Frøy

Frøy er et olje- og gassfelt ca. 32 km sørøst for Frigg-feltet. Rettighetshaverne er Statoil (53,96 pst., hvorav SDØE 41,62 pst.), operatøren Elf (24,76 pst.), TOTAL (15,23 pst.) og Norsk Hydro (6,05 pst.). Ordinær produksjon startet i 1995, og stoppet i juni 2000.

Frøy er bygget ut med en ubemannet brønnhodeplattform, og produksjonen fjernstyres fra Frigg. Oljen og kondensatet ble fraktet i én rørledning til Frigg for behandling og videre transport i Frostpipe til Oseberg A, og derfra via OTS til Sture-terminalen. Gassen ble transportert i en egen rørledning til Frigg-feltet for behandling og videre transport til St. Fergus i Skottland.

Rørledninger og kabler som er tatt ut av bruk på Frøy består av to rørledninger med diameter 12” for transport av hhv. olje og gass mellom Frigg og Frøy. Oljerørledningen ligger sammen med en mindre rørledning med 2,5” diameter. Videre er en vanninjeksjonsrørledning med diameter 16” og en elektrisk kabel tatt ut av bruk. Hver av rørledningene og kablene har en lengde på 32 kilometer. Olje- og gassrørledningene og kablene er nedgravd, rørledningene med en overdekning på én meter. Oljerøret er dessuten dekket med stein. Vanninjeksjonsrørledningen ligger oppå havbunnen.

Rettighetshavernes anbefaling

Rettighetshaverne oversendte til departementet den 9. november 1999 plan for endelig disponering av innretningene på Frøy med tilhørende konsekvensutredning. Rettighetshaverne foreslår å etterlate rørledninger og kabler på stedet, men endene opp mot plattformene graves ned.

Rettighetshaver har presentert beregninger som viser at kostnadene knyttet til etterlating av rørledninger og kabler på stedet er til omlag 11 mill. NOK. Kostnader ved å fjerne og bringe i land er beregnet 263 mill. NOK. Disse kostnadene er fordelt med 112 mill. NOK på vanninjeksjonsrørledningen, 140 mill. NOK på øvrige rørledninger og 11 mill. NOK på den elektriske kabelen. Kostnadene ved nedgraving av vestre halvdelen av vanninjeksjonsrørledningen er beregnet til 33 mill. NOK uten tilbakefylling av grøften og 46 mill. NOK med tilbakefylling. Disse oppdaterte kostnadstallene er innhentet etter at avslutningsplanen ble sendt departementet.

Høringsuttalelser

Rettighetshavernes konsekvensutredning ble sendt på høring i november 1999. Norges Fiskarlag krevde at denne rørledningen fjernes. Departementet viser til redegjørelsen i kapittel 4 for hvilke momenter som vil være sentrale i vurderingen av beste disponeringsløsning.

Fisket i berørt område

Vestre halvdel av rørledningene og kabelen fra Frøy til Frigg ligger i områder som tradisjonelt vurderes som viktige for bunnfiske med trål og snurrevad. Fisket i dette området er tilsvarende som beskrevet for Odin-rørledningen i kapittel 5.1. Fiskerimyndighetene peker tilsvarende på at det kan utvikles et betydelig norsk trål- og snurrevadfiske i området som berøres av vestre halvdel av rørledningen.

De nedgravde rørledningene og kablene medfører ikke ulemper for fisket. Oljerørledningen, som i tillegg er grusdumpet, antas heller ikke å medføre operasjonelle ulemper av noe omfang for fisket. Legger en til grunn dagens norske aktivitetsnivå i området som berøres direkte av rørledningene, ventes vanninjeksjonsrørledningen som ligger oppå havbunnen heller ikke å medføre operasjonelle ulemper av noe omfang for trålfisket. På lang sikt kan rørledningen bli påført ytre skader som følge av korrosjon mv. Vurdert ut fra mulig framtidig norsk og utenlandsk fiske med trål og snurrevad i berørt område, kan en rørledning med ytre skader medføre vesentlig større operasjonelle ulemper enn i dag.

Departementets vurdering

Etter en samlet vurdering av potensialet for framtidig fiske, sikkerheten ved fiske og kostnader ved de ulike disponeringsløsninger, finner departementet at vestre halvdel av vanninjeksjonsrørledningen til Frøy bør nedgraves uten tilbakefylling. Etter gjennomføringen av arbeidet foretas det inspeksjon og endelig godkjenning av disponeringen i samarbeid med fiskeri- og miljøvernmyndigheter. Øvrige rørledninger og kabler er stabilt nedgravd eller tildekket, og departementet finner i overensstemmelse med rettighetshavernes tilrådinger at disse bør etterlates på stedet.

5.5 Mime

Mime er et lite oljefelt ca. 7 km nordøst for Cod-feltet i blokk 7/11. Rettighetshaverne er Statoil (51,00 pst., hvorav SDØE 31,4 pst.), operatøren Norsk Hydro (24,50 pst.), Saga Petroleum (9,80 pst.) og Amoco (14,70 pst.). Ordinær produksjon startet januar 1993, og ble avsluttet i 1994.

Installasjonene på Mime besto av en undervannsinstallasjon som ble kontrollert fra Cod-plattformen. Produksjonsstrømmen gikk i rørledning til Cod-plattformen der den ble målt og prosessert, for deretter å bli transportert til Ekofisk-senteret.

Mellom Mime og Cod er to fleksible rørledninger for transport av olje og en hydraulisk kabel tatt ut av bruk. Rørledningene har diameter på hhv 5” og 2”. Både rørledningene og kabelen har en lengde på 6,8 kilometer, og er nedgravd eller overdekket i hele lengden. Rørledningene ble etter produksjonsopphør renset og fylt med sjøvann.

Ved Stortingets behandling av St. pr. nr. 15 (1996-97) ble det bestemt at installasjonene på Mime skulle fjernes. Beslutningen om disponering av Mime-ledningene ble utsatt inntil resultatene fra utredningsprogrammet for utrangerte rørledninger og kabler forelå.

Rettighetshavernes anbefaling

Rettighetshaverne oversendte til departementet den 26. april 1996 plan for endelig disponering av innretningene på Mime med tilhørende konsekvensutredning. Rettighetshaverne foreslår å etterlate rørledninger og kabel som de er, dvs. nedgravd i havbunnen med om lag 0,8 meters overdekning.

Rettighetshaver har presentert beregninger som viser at merkostnadene ved å fjerne og bringe i land rørledninger og kabel utgjør 65 mill. NOK. Disse oppdaterte kostnadstallene er innhentet etter at avslutningsplanen ble sendt departementet.

Høringsuttalelser

Rettighetshavernes konsekvensutredning ble sendt på høring i mai 1996. Norges Fiskarlag mente prinsipielt at rørledningene burde fjernes. Alternativt kunne rørledningene etterlates forutsatt at de tildekkes på en for fisket forsvarlig måte. Fiskarlaget viste til at det knyttet seg stor usikkerhet til hvorvidt rørledningene er nedbravd slik at de ikke vil kunne skade redskaper eller på annen måte representere en fare eller hindring for framtidig fiske i området. Departementet vil peke på at et eventuelt vedtak om etterlatelse av rørledningene på Mime forutsetter at de ligger stabilt nedgravd i havbunnen.

Fisket i berørt område

Mime ligger i et område som er lite viktig for det norske industritrål- og konsumtrålfisket. Det er ikke rapportert norske konsumtrålfangster fra berørt område på 1990-tallet. Det foregå imidlertid noe utenlandsk fiske etter flatfisk med snurrevad, vanlig bunntrål og bomtrål i berørt område. Fiskerimyndighetene peker på at det som et resultat av samarbeidet mellom Norge og EU med sikte på å bygge opp igjen Nordsjøbestandene, kan utvikles et norsk fiske med et fangstmønster tilsvarende det utenlandske fisket som foregår i området i dag. Dette forutsetter imidlertid at det etableres både et mottaksapparat og marked for flatfisk.

Nedgravde partier av rørledninger og kabler medfører ingen ulempe for fisket. Overdekkede partier medfører heller ikke operasjonelle ulemper av noe omfang for fisket. På den annen side kan fjerning av overdekkede partier medføre at steinfyllinger spres over et større område enn i dag, og dermed forårsake økte ulemper for fisket.

Departementets vurdering

Etter en samlet vurdering av potensialet for framtidig fiske, sikkerheten ved fiske og kostnader ved de ulike disponeringsløsninger, finner departementet i samsvar med rettighetshavernes tilråding at rørledningene og den hydrauliske kabelen bør etterlates nedgravd på stedet.

5.6 Tommeliten Gamma

Tommeliten Gamma er et olje- og gassfelt lokalisert om lag 12 km vest for Edda i Ekofisk-området. Rettighetshaverne er operatøren Statoil (70,64 pst., hvorav SDØE 42,38 pst.), Fina (20,23 pst) og Agip (9,13 pst). Ordinær produksjon startet i 1988, og stoppet i 1998.

Tommeliten Gamma ble bygget ut med et undervanns produksjonssystem. Brønnstrømmen ble ført i rør til Edda, og behandlingen har foregått på Ekofisk-senteret. I St. prp. nr 53 (1999-2000) presenteres departementets tilråding mht disponering av installasjonene på Tommeliten Gamma.

I tilknytning til Tommeliten Gamma er to produksjonsrørledninger, en testrørledning og kontrollkabler tatt ut av bruk. Produksjonsrørledningene har en innvendig diameter 20 cm (8”). Testrørledningen har en innvendig diameter på 14 cm . Rørledningenes lengde er 11,7 km. Rørledningene og kablene er i utgangspunktet nedgravd, og er i tillegg grusdumpet på partier der rørledningene har bøyd seg ut av grøften.

Rettighetshavernes anbefaling

Rettighetshaverne oversendte til departementet den 27. juni 1997 plan for endelig disponering av innretningene på Tommeliten Gamma med tilhørende konsekvensutredning. Rettighetshaverne foreslår å etterlate rørledningene og kablene som de er, dvs nedgravd eller tildekket på havbunnen. Parallelt med dette vurderes muligheten for salg av rørledninger med sikte på gjenbruk

Kostnadene ved å etterlate rørledningene og kablene og grusdumpe dem ved endene ble av rettighetshaverne beregnet til 3 mill. NOK. Kostnadene ved fjerning og resirkulering ble tilsvarende beregnet til 41 mill. NOK, fordelt med 31 mill. NOK på rørledninger og knapt 10 mill. NOK på kabler. Dersom det lykkes å finne ny anvendelse for rørledningene er disponeringskostnadene for disse beregnet til 28 mill. NOK. Salgsinntektene kommer til fradrag på dette beløpet. Alle kostnader er oppgitt i 1996-priser.

Høringsuttalelser

Rettighetshavernes konsekvensutredning ble sendt på høring i juli 1997. Oljedirektoratet pekte i sin høringsuttalelse på at deler av rørledningene tidligere har vært utsatt for buktninger på bunnen som følge av oppvarming i driftsfasen. Disse områdene er stabilisert og grusdumpet. På denne bakgrunn mente Oljedirektoratet at operatøren ved eventuell etterlating må foreta periodisk tilstandskontroll av rørledningene hyppigere enn hvert femte år som angitt i avslutningsplanen. Kommunal- og arbeidsdepartementet sluttet seg til denne uttalelsen. Operatøren viser i tilknytning til ovenstående til at det ble foretatt ordinær inspeksjon av rørledninger og kabler på feltet i juni 1997, som ikke viste tegn til eksponering siden siste inspeksjon. I og med at produksjonen er avsluttet og røret er kaldt og ikke utsatt for oppvarming, ventes det ifølge operatøren å ligge stabilt.

Fisket i berørt område

Tommeliten Gamma ligger i et område som er lite viktig for norsk fiske. Det er bare registrert noen små norske industritrålfangster (tobis) i berørt område på 1990-tallet, og ingen konsumtrålfangster. Med hensyn til potensiale for framtidig fiske er vurderingene tilsvarende som beskrevet for Mime i kapittel 5.5.

Nedgravde partier av rørledninger og kabler medfører ingen ulempe for fisket. Overdekkede partier medfører heller ikke operasjonelle ulemper av noe omfang for fisket. Eventuell fjerning av overdekkede partier kan medføre at steinfyllinger spres over et større område enn i dag, og dermed forårsake økte ulemper for fisket.

Departementets vurdering

Etter en samlet vurdering av potensialet for framtidig fiske, sikkerheten ved fiske og kostnader ved de ulike disponeringsløsninger, finner departementet i samsvar med rettighetshavernes tilråding at rørledningene bør etterlates på stedet.

5.7 Ekofisk I-rørledninger

Ekofisk-feltet ble oppdaget i 1969 og produksjonen startet i 1971. Ekofisk-området omfatter nå om lag 30 faste installasjoner. Rettighetshaverne i Ekofisk I var operatøren Phillips Petroleum (36,960 pst.), Fina (30,000 pst.), Agip (13,040 pst.), Elf (8,449 pst.), Norsk Hydro (6,700 pst.), Total (3,547 pst.), Statoil (1,000 pst.) og Saga Petroleum (0,304 pst.). Denne eiersammensetning gjelder utrangerte installasjoner og rørledninger. Feltene Cod, Edda, Eldfisk, Embla, Ekofisk og Vest-Ekofisk inngår i utvinningstillatelsen sammen med deler av feltene Albuskjell og Tor.

Tidlig på 1990-tallet ble det klart at Ekofisk-senteret trengte en stor ombygging for å imøtekomme effektene av innsynkning av havbunnen, økende vedlikeholdskostnader og for å ivareta et fortsatt akseptabelt sikkerhetsnivå for prosessanlegget. Samtidig nærmet den økonomiske levetiden i flere omkringliggende felt seg slutten. Resultatet ble en full omstrukturering av feltet, og videreføring av driften av feltene knyttet til Ekofisk II.

Tretten oljeplattformer i Ekofisk-området samt to pumpeplattformer knyttet til eksportrørledningen til England er eller vil bli overflødige. Det finnes også 40 rørledninger eller deler av rørledninger som har vært knyttet til Ekofisk I og som nå er overflødige. Blant disse er flere mindre feltrørledninger som ble overflødige allerede på 70-tallet da Ekofisk gikk over fra bøyelasting til oljeeksport via rørledning. Andre ble overflødige ved overgangen til Ekofisk II i 1998. Rørledningene er svært forskjellige i både dimensjon og type, fra 4,5” til 34” og med lengder fra noen hundre meter til 75 kilometer. En oversikt over rørledninger som er tatt ut av bruk er vist i tabell 5.1. Oversikten inkluderer også fem hydrauliske slanger. Det finnes i tillegg en kabel mellom feltsenteret og Ekofisk 2/4 A. Denne ligger inne i en 10” rørledning og er således ikke eksponert mot ytre miljø. Rørledninger som er nedgravd utgjør mer enn 99 pst. av den totale lengden, mens resten er overdekket med grus.

Rettighetshavernes anbefaling

Rettighetshaverne ved Phillips Petroleum oversendte 26. oktober 1999 plan for avvikling og disponering av innretningene på Ekofisk I med tilhørende konsekvensutredning til departementet. Mht. disponering av rørledningene har rettighetshaverne vurdert to alternativer; fjerning av rørledningene for gjenvinning av materialer eller etterlatelse av rørledningene nedgravd på stedet. Kostnadsanslagene for de to alternativene er hhv. 2,8 milliarder NOK for fjerning og 34 millioner NOK for etterlating. Rettighetshaverne anbefaler at rørledningene etterlates som de er, dvs nedgravd eller tildekket på havbunnen. For eventuelle eksponerte rørdeler foreslås det gjennomført tiltak som fjerning, nedgraving eller overdekking.

Høringsuttalelser

Rettighetshavernes konsekvensutredning ble sendt på høring i desember 1999. Miljøverndepartementet pekte på at rettighetshavernes tilråding om å etterlate rørledningene er basert på forutsetningen om at rørledningene i dag ligger 1-2 meter nede i havbunnen der eventuell utlekking av metaller, tjærestoffer og biocider til sedimentene ikke vil ha effekt på livet på og i havbunnen. Miljøverndepartementet pekte på at situasjonen om mulig bør overvåkes. Fiskeridepartementet var enig i rettighetshavernes forslag til disponering av rørledninger, og bifalt at rettighetshaverne i produksjonstiden for Ekofisk II vil foreta jevnlig inspeksjon for å kunne oppdage eventuelle oppbøyninger av rørledninger og sette i verk avbøtende tiltak hvis oppbøyning skulle forekomme.

Fisket i berørt område

Fiskeridirektoratets fangststatistikk viser at det ble tatt store industritrålfangster av tobis omkring Ekofisk på 1990-tallet. Disse fangstene ble tatt på tobisfeltet Inner Shoal, som ligger øst for selve Ekofisk-området. Rørledningene berører ikke områder der det drives industritrålfiske.

Innenfor området som berøres av de aktuelle rørledningen er det bare registrert små norske konsumtrålfangster på 1990-tallet. Det foregår et mer omfattende utenlandsk fiske med bunnredskaper i området. Dette er i hovedsak engelske og skotske fartøyer som fisker med snurrevad, og enkelte danske og nederlandsk fartøyer som driver bomtrålfiske etter flatfisk. Fiskerimyndighetene peker på at det som et resultat av samarbeid med EU, kan utvikles et norsk fiske med et fangstmønster tilsvarende det utenlandske fisket som foregår i området i dag. Dette forutsetter imidlertid at det etableres både et mottaksapparat og et marked for flatfisk.

Rørledninger som ligger stabilt nedgravd i havbunnen medfører ikke ulemper for fisket med bunnredskaper. Mindre stein- eller grusdekkede partier medfører heller ikke vesentlige operasjonelle ulemper for konsumtrålfisket i området. Dersom de mindre steindekte partiene av rørledningene fjernes, vil dette kunne føre til at steinfyllinger spres over et større område og medføre større ulemper enn i dag. I og med at de aktuelle rørledningene i sin helhet er nedgravd eller tildekket forventes de framtidige virkningene for fisket å være tilsvarende som i dag.

Departementets vurdering

Etter en samlet vurdering av potensialet for framtidig fiske, sikkerheten ved fiske og kostnader ved de ulike disponeringsløsninger, finner departementet i samsvar med rettighetshavernes tilråding at Ekofisk I-rørledningene bør etterlates som de er, dvs nedgravd eller tildekket på havbunnen.

5.8 Valhall-Ekofisk 2/4G

Valhall er et oljefelt i den sørlige delen av Nordsjøen. Rettighetshaverne er operatøren BP Amoco (28,09 pst.), Amerada Hess (28,09 pst.), Enterprise Oil (28,09 pst.) og Elf (15,72 pst.). Produksjonen startet i oktober 1982.

Plattformen Ekofisk 2/4 G var knyttet til Valhall-plattformen med en 20” gassrørledning og en 20” oljerørledning. Gassrørledningen er lagt utenom Ekofisk 2/4 G som følge av Ekofisk II-utbyggingen, og er nå koplet direkte inn på eksportledningen til Emden i Tyskland. Dette ble gjennomført i august 1998. Den delen som er overflødig er rengjort og tilrettelagt for eventuell senere gjenbruk. Rørledningen er gravd 1-2 meter ned i havbunnen.

Oljerørledningen ble gjennomspylt og rengjort for oljeinnhold da den som en del av Ekofisk II-utbyggingen ble knyttet opp mot Ekofisk 2/4 J. Bare en lengde på om lag 7 km av oljerørledningen er overflødig. Rørledningen er gravd 1-2 meter ned i havbunnen. Som følge av innsynkningen av havbunnen i området er det kommet en oppbøyning på oljerørledningen ca 800 meter fra 2/4 G. Eksponeringen er ca 20 meter lang og 1,9 meter høy, men det er ikke brudd på rørledningen

Rettighetshavernes anbefaling

Rettighetshaverne oversendte den 26. oktober 1999 plan for endelig disponering av innretningene på 2/4 G med tilhørende konsekvensutredning til departementet. Rettighetshaver har presentert beregninger som viser at kostnadene ved fjerning og opphogging av rørledningene er 240 mill. NOK. Rettighetshaverne tilrår å etterlate rørene fylt med sjøvann og plugget i endene. De eksponerte deler av rørledningene vil deretter bli overvåket, og tiltak vil bli vurdert dersom den eventuelle negative virkningen for fisket finnes uakseptabel på sikt. Som aktuelle tiltak dersom deler av røret kommer opp fra havbunnen og eksponeres, pekes det på ytterligere nedgraving, tildekking eller fjerning av eksponerte deler av rørledningen. Kostnadene ved å fjerne den eksponerte delen av rørledningen utgjør omlag 30 mill. NOK. Disse oppdaterte kostnadstallene er innhentet etter at avslutningsplanen ble sendt departementet.

Høringsuttalelser

Rettighetshavernes konsekvensutredning ble sendt på høring i desember 1999 sammen med konsekvensutredningen for avslutningsplanen for Ekofisk I. Høringsuttalelsene knyttet til rørledningen fra Ekofisk 2/4 G til Valhall er sammenfallene med de høringsuttalelsene som er presentert for Ekofisk I i kapitlet ovenfor.

Fisket i berørt område

For en beskrivelse av fisket i området som berøres av rørledningene fra Valhall til 2/4 G vises det til beskrivelsen av fisket omkring Ekofisk I-rørledningene i kapitlet ovenfor. Rørledningene mellom Valhall og Ekofisk 2/4 G berører ikke områder der det drives industritrålfiske, og det er bare registrert små norske konsumtrålfangster i området på 1990-tallet. Det foregår et mer omfattende utenlandsk fiske med bunnredskaper som snurrevad og bomtrål i området.

Rørledninger som ligger stabilt nedgravd i havbunnen medfører ikke ulemper for fisket med bunnredskaper. Den eksponerte delen av oljerørledningen med 1,9 meter høyt spenn medfører en sikkerhetsmessig risiko som følge av muligheten for fasthekting av tråldører ved fiske med vanlig bunntrål og fasthekting av trålsko under fiske med bomtrål. Risikoen for fasthekting kan fjernes gjennom nedgraving, tildekking eller fjerning av det aktuelle rørpartiet. Dersom det eksponerte partiet av oljerørledningen sikres på en tilfredsstillende måte ventes ikke rørledningene å medføre ulemper av noe omfang for det fisket i området. Ut fra en fiskerimessige vurdering vil fjerning være den beste løsningen.

Departementets vurdering

Departementet har gjort en samlet vurdering av potensialet for framtidig fiske, sikkerheten ved fiske og kostnader ved de ulike disponeringsløsninger. Departementet mener at det frie spennet på Valhall-rørledningen kan utgjøre en sikkerhetsmessig risiko for fasthekting av trålutstyr ved fiske i området, og finner derfor at den eksponerte delen av rørledningen bør fjernes. Gjennomføringen av arbeidet vil bli vurdert koordinert med øvrige fjerningsaktiviteter i Ekofisk I-området. Etter fjerning foretas det inspeksjon og endelig godkjenning av disponeringen i samarbeid med Fiskeridirektoratet. Øvrige rørledninger og kabler er stabilt nedgravd eller tildekket, og departementet finner i samsvar med rettighetshavernes tilrådinger at disse bør etterlates på stedet.