3 Utbygging og drift av Grane med transportsystemer for olje og gass

3.1 Sammendrag

Olje- og energidepartementet legger med dette frem en proposisjon med tilråding om å fatte beslutning om utbygging og drift av oljefunnet Grane med transportsystemer for olje og gass. Norsk Hydro Produksjon a.s søkte den 23. desember 1999 departementet om godkjennelse av plan for utbygging og drift av Grane og anlegg og drift av en oljerørledning fra Grane til Stureterminalen og en gassrørledning fra Heimdal til Grane. Planen omfatter produksjon av oljen fra Grane, eventuell produksjon av gass vil bli behandlet på et senere tidspunkt i en egen plan for utbygging og drift.

Rettighetshaverne i Grane er Norsk Hydro, Esso og Statoil. SDØE deltar med 43,6 prosent, basert på en fordeling mellom rettighetshaverne i utvinningstillatelse 001 og 169B. Reservene som er omfattet av plan for utbygging og drift av Grane utgjør 112 millioner Sm³ olje. Produksjonen fra Grane vil etter planen starte opp høsten 2003 og ha et platånivå i perioden 2005 til 2009 på i overkant av 200.000 fat per dag. Oljeproduksjonen fra Grane antas å vare frem til 2021. Etter gjeldende prognoser vil produksjonen fra Grane utgjøre om lag 6,5 prosent av norsk oljeproduksjon i 2005. Oljen vil bli produsert ved hjelp av importert gass (dvs. gass fra andre felt.) som vil bli injisert i feltet. En eventuell gassproduksjonsfase vil bli vurdert på et senere tidspunkt.

Flere utbyggingskonsepter for Grane har vært vurdert. Den valgte utbyggingsløsningen er en kombinert produksjons-, bore- og boligplattform. Oljen fra Grane vil bli transportert til Stureterminalen gjennom en 220 km lang rørledning. Fra Sture vil oljen bli lastet til skip over eksisterende kaianlegg. Gass til injeksjon og for bruk i gassturbinene vil bli transportert via Heimdal gjennom en egen rørledning.

Energiproduksjonen på plattformen er basert på to turbindrevne generatorer og en turbin for direkte drift av kompressorene. Den ene av disse turbinene skal kunne drives med både diesel og gass. Diesel vil bli brukt i de periodene hvor gass ikke er tilgjengelig. I de to turbinene som kun skal drives på gass vil det bli benyttet lav NO_x-teknologi. Lav-NO_x-teknologi er ikke kommersielt tilgjengelig for den turbinstørrelsen og typen som skal kunne benytte både gass og diesel på Grane. Norsk Hydro vil imidlertid legge til rette for installasjon av lav NO_x-teknologi slik at denne turbinen vil kunne oppgraderes på et senere tidspunkt.

For å optimalisere driften av elektriske motorer og redusere brennstofforbruket, vil det bli installert turtallsregulerte elektriske motorer der det er krav til store reguleringsområder. Videre vil det bli montert varmegjenvinningsenheter på hver av de tre gassturbinene. Det vil ikke bli faklet fra plattformen ved normal drift. De gjennomsnittlige utslippene per år av CO₂ i perioden fra 2004 til 2021 (oljeproduksjonsfasen) er beregnet til 226.000 tonn. Dette vil utgjøre om lag 2 prosent av de forventede totale utslippene fra norsk sokkel i denne perioden.

Det produserte vannet vil normalt bli injisert i Utsiraformasjonen eller som trykkstøtte i reservoaret.

Grane er et tungoljefunn og konsekvensene av et akutt oljeutslipp kan derfor bli alvorligere enn ved andre felt, ettersom oljeflak vil kunne drive langt før det blir oppløst. Sannsynligheten for akuttutslipp er imidlertid svært liten. Valg av bekjempelsesmetode og krav til opptaksutstyr skal utredes og avklares med miljøvernmyndighetene før produksjonsstart.

Når det gjelder fiskerivirksomheten, legger operatøren opp til at både oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen og gassrørledningen fra Heimdal til Grane skal være overtrålbar. Det vil bli satt vilkår om at utbygger skal avklare problemstillinger knyttet til valg av trase, legging og tildekking av oljerørledningen med fiskerimyndighetene, for å komme fram til løsninger som i tilstrekkelig grad ivaretar fiskeriinteressene.

Sysselsetningsvirkningen i Norge av utbyggingen av Grane er av Norsk Hydro beregnet til å være ca. 5000 årsverk i utbyggingsfasen og 7.500 årsverk i driftsfasen. I disse tallene inngår sysselsetningen i operatørselskapet og leveransegenerert sysselsetning. Konsumgenerert sysselsetning er ikke kvantifisert.

Forventede totale investeringskostnader for Grane, inkludert rørledningene og modifikasjon av landanleggene, er av Norsk Hydro oppgitt til 15,05 milliarder kroner. Norsk Hydro har også beregnet et høyt og et lavt kostnadsestimat som er sammenlignbart med et 90/10 og 10/90 estimat. Det høye og det lave estimatet er henholdsvis 20 prosent høyere og lavere enn forventningsverdien på 15,05 milliarder kroner, dvs. henholdsvis 12,04 og 18,06 milliarder kroner. Etter Oljedirektoratets oppfatning er Norsk Hydros kostnadsanslag realistisk.

Grane er lønnsomt å bygge ut. Departementets lønnsomhetsanalyse viser en nåverdi før skatt på 10,9 milliarder kroner (7 prosent diskonteringssats). Analysen viser i tillegg at prosjektet er tilstrekkelig robust overfor lav oljepris og økte kostnader.

3.2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Grane

Nedenfor følger et sammendrag av hovedtrekkene i plan for utbygging og drift (PUD) av Grane. Departementets og Oljedirektoratets merknader til planen er inkludert i kapitlet. Alle tall er angitt i 1999 kr.

3.2.1 Søknad om utbygging og drift av Grane

Den 23. desember 1999 mottok departementet søknad om godkjennelse av plan for utbygging og drift av Grane. Planen omfatter produksjon av oljen fra Grane, eventuell produksjon av gass vil bli behandlet på et senere tidspunkt i en egen plan for utbygging og drift.

Departementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet vedrørende reservoarmessige, tekniske, miljømessige og økonomiske forhold. Kommunal- og regionaldepartementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet angående sikkerhets- og arbeidsmiljømessige sider ved utbyggingen av Grane.

En utredning vedrørende de miljø-, fiskeri, og næringsmessige konsekvenser av utbyggingen er sendt på høring til de berørte departementer, fylkeskommunale- og kommunale myndigheter, samt interesse- og næringsorganisasjoner.

3.2.2 Beliggenheten av Grane

Granefunnet ligger i den sentrale delen av Nordsjøen i blokk 25/11, om lag 160 km fra Stavanger og øst for installasjonene på Balderfeltet. Feltet ligger på 128 m vanndyp. Lokaliseringen av Grane er vist i figur 3.1.

Kilde: (Norsk Hydro)

3.2.3 Rettighetshavere

Hoveddelen av ressursene i Grane ligger i utvinningstillatelsene 169B, mens en mindre del er lokalisert i utvinningstillatelse 001. Utvinningstillatelse 001 ble tildelt i 1965 med Esso som operatør, mens utvinningstillatelse 169 ble tildelt i 1991 med Norsk Hydro som operatør. Ved departementets vedtak 7. april 2000 ble området for utvinningstillatelse 169 delt slik at det ble utstedt en ny utvinningstillatelse 169B for den delen av Graneforekomsten som lå i utvinningstillatelse 169.

I 1994 la myndighetene frem et tilbud om umiddelbar og endelig utøvelse av økt statlig deltakelse for Grane (tidligere benevnt Hermodfeltet) med virkning fra 1. januar 1995. Ved behandlingen av St.prp. nr. 25 (1994-95) om utbygging og drift av Nornefeltet og økt statlig deltagelse i enkelte felt, ga Stortinget sin tilslutning til økt statlig deltagelse i Grane. I 1995 utøvde så staten fast økt andel i den delen av Granefunnet som lå i utvinningstillatelse 169. Samtidig som det ble utøvd fast økt andel, forbeholdt staten seg en rett til å justere området for fast økt andel dersom det senere viste seg at Granefunnet hadde en større utstrekning. For at området med økt statlig andel i størst mulig grad skulle dekke Graneforekomsten slik den er definert i dag, traff departementet 27. mars 2000 vedtak om justering av området for fast økt andel i utvinningstillatelse 169.

En samordningsavtale for Granefeltet mellom rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 001 og 169B ble inngått den 30. mars 2000. Samordningsavtalen ble godkjent av departementet den 13. april 2000. I samordningsavtalen er det forutsatt at fordelingen av eierinteressene vil bli redeterminert.

Rettighetshavere og andeler i Grane er som vist i tabell 3.1.

3.2.4 Reserver og geologi

Grane består av en hovedstruktur og noen tilleggsstrukturer. Hovedstrukturen er relativt flat, og reservoaret er godt definert på seismikk. Tilstedeværende ressurser i hovedstrukturen (H-strukturen) er beregnet til 205 millioner Sm³ olje. I tillegg kommer ca. 10 millioner Sm³ i F-området, ca. 10 millioner Sm³ i C-strukturen og ca. 19 millioner Sm³ i D-strukturen. Oljen i C- og D-strukturen er påvist gjennom boring. Oljen er tung og har høy viskositet. Den ligger i en dybde av ca. 1750 m under havet i et sandsteinreservoar av tertiær alder.

Operatøren har estimert de utvinnbare ressurser til 112 millioner Sm³ olje, dvs. en utvinningsgrad på 54,5 prosent. Oppside- og nedsidevolumer for utvinnbare ressurser er av Norsk Hydro beregnet til henholdsvis 141 og 85 millioner Sm³. Utvinningsgraden er forbundet med usikkerhet blant annet på grunn av oljens spesielle egenskaper. Reservoaregenskapene er imidlertid gode, det vil si at sanden er homogen med høy porøsitet og permeabilitet. Resultatene fra prøveutvinningen som ble utført sommeren 1996, tyder på at feltet er uten dominerende strømningsbarrierer.

I tillegg til de påviste C- og D-strukturene og den uborede F strukturen, ligger det flere uborede prospekter i utvinningstillatelse 169 og tilgrensende områder. De fleste av disse prospektene er små og avhengige av å bli produsert ved hjelp av eksisterende installasjoner. For noen av disse prospektene er det flere mulige alternativer for tilknytning (Grane, Balder og Ringhorne).

Kilde: (Oljedirektoratet)

Oljedirektoratet mener Norsk Hydro har gjort et godt geofaglig arbeid. I forhold til hovedreservoarets størrelse mener imidlertid direktoratet at brønndekningen er dårlig, med bare tre lete- og avgrensningsbrønner og en horisontalbrønn med langtidstest. På den annen side gir den seismiske kartleggingen og dataene fra prøveutvinningen et godt bilde av utbredelsen av hovedreservoaret, slik at det er stor enighet om beregningen av tilstedeværende ressurser. Det foreligger imidlertid usikkerhet med hensyn til avgrensningen av hovedreservoaret og eventuell kommunikasjon internt i feltet og mot andre felt. Etter direktoratets oppfatning er det derfor viktig å påse at forboringsprogrammet, som skal gjennomføres før produksjonsinnretningen plasseres på feltet, ivaretar behovet for å øke forståelsen for disse forhold. Oljedirektoratet anbefaler derfor at plan for utbygging og drift av Grane godkjennes med følgende vilkår:

• Før forboringen av Granefunnet starter må operatøren legge frem en plan for datainnsamling i forboringsfasen. Planen skal godkjennes av myndighetene, og det vektlegges at gjennomføringen av forboringen må ivareta intensjonen om å innhente data om utstrekning av og kommunikasjon i reservoaret.

Olje- og energidepartementet slutter seg til Oljedirektoratets anbefaling.

3.2.5 Utbyggingsløsning

Operatøren har vurdert flere mulige plattformkonsepter. Det har vært vurdert utbygging med to innretninger; en for boring og en for prosess og boligkvarter. Videre er det vurdert understell av betong for en fullt integrert innretning. Konseptene er vurdert ut fra økonomi, miljø og fleksibilitet i forhold til reservoarforhold, bore- og overvåkingsforhold og mulighet til senere innfasing av andre reservoarer.

Grane skal i følge den fremlagte planen bygges ut med en fullt integrert innretning med boring, full prosess og boligkvarter for 130 personer. Innretningen vil ha et stålunderstell som vil bli pelet til undergrunnen. Konseptet med én plattform fremfor en delt løsning ble valgt av økonomiske og driftsmessige grunner. I følge operatøren er det ingen vesentlige forskjeller med hensyn til konsekvenser for natur og miljø mellom de konseptene som har vært vurdert.

For øvrig vil innretningen bestå av enheter for gassinjeksjon, gassløft, vanninjeksjon, kraftgenerering, gassimport og oljeeksport. Oljen vil etter planen bli transport i en rørledning til Stureterminalen. Distansen mellom Grane og Stureterminalen er 220 km. Injeksjonsgass vil bli importert fra innretningen på Heimdalfeltet i en 50 km lang rørledning. Figur 3.3 viser utbyggingsløsningen på Grane.

Kilde: (kilde: Norsk Hydro)

Oljedirektoratethar ingen innvendinger mot det valgte konseptet med integrert innretning med stålunderstell og utstyr for boring og full prosessering av olje, vann og gass. Løsningen har etter Oljedirektoratets oppfatning tilstrekkelig fleksibilitet med hensyn til antall brønner som kan bores og knyttes til plattformen. Det er også lagt til rette for eventuell fremtidig innkopling av undervannsinnretninger.

3.2.6 Produksjon

Produksjonsoppstarten fra Grane vil i følge planen skje høsten 2003. Planlagt produksjonsprofil for Grane er vist i figur 3.4.

Kilde: (kilde: Norsk Hydro).

Oljeproduksjonen fra Grane vil være på platå fra 2005 til 2009. Platåproduksjonen vil være i overkant av 200.000 fat per dag. Gassinjeksjon er valgt som utvinningsstrategi. Gassen må importeres, ettersom det kun er ubetydelige mengder gass tilgjengelig i reservoaret. Det er beregnet et behov for import av gass på 18,6 milliarder Sm³. Rettighetshaverne har forhandlet med GFU om kjøp av gass. Det er hittil inngått en prinsippavtale med GFU om leveranser av deler av dette volumet. Naturgassen vil bli injisert oppe i reservoaret og oljen produseres i horisontale produsenter plassert lavt i oljesonen.

Vann- og CO₂-injeksjon har vært vurdert som alternative utvinningsstrategier. Vanninjeksjon ble ikke valgt på grunn av at dette alternativet ville gi betydelig lavere utvinningsgrad enn gassinjeksjon. Mulighetene for CO₂-injeksjon var knyttet opp mot bygging av et kraftanlegg på land (Hydrokraft), og falt bort som alternativ da Norsk Hydro utsatte kraftverksplanene. Utvinning ved injeksjon av naturgass og CO₂ var sammenlignbare med hensyn til ressursutnyttelse.

Produksjonsstrategien til Grane består av tre faser:

Fase I

Oljeproduksjon med gassinjeksjon for trykkvedlikehold. Importgass injiseres i reservoaret sammen med produsert gass for å erstatte oljen som produseres. Produsert vann reinjiseres fordelt mellom reservoaret og Utsiraformasjonen.

Fase II

Oljeproduksjonen med gassinjeksjon og vanninjeksjon for trykkvedlikehold. Produsert gass reinjiseres, ingen gassimport. Vann produsert fra Utsira samt produsert vann injiseres i reservoaret for å erstatte oljen som produseres.

Fase III

Mulig gassproduksjons- og eksportfase. Det er beregnet at en vil kunne tilbakeprodusere og eksportere ca. 13 milliarder Sm³ av den gassen som vil bli injisert.

Fase III er ikke omfattet av planen ettersom rettighetshaverne ikke ønsker å forplikte seg til en fase såpass langt frem i tid.

Oljen vil bli produsert med 26 horisontale brønner. Dette er brønner med horisontale seksjoner på opp til 3000 meter. Det er planlagt å bore 10 brønner før produksjonen starter, 8 produsenter og 2 injektorer.

Figur 3.5 viser prognosen for den samlede oljeproduksjonen fra norsk sokkel frem til 2027 og andelen av denne produksjonen som antas å komme fra Grane.

Oljedirektoratethar ingen innvendinger mot utvinningsstrategien for Grane. Direktoratet vil imidlertid peke på at det er grunn til å tro at det er trykkommunikasjon gjennom en stor vannsone til reservoarene i Balder og Ringhorne. Det er også en mulighet for at det er kommunikasjon mellom feltene i en gassone over reservoarene. For å sikre at ikke produksjonen på et felt får negative konsekvenser for produksjonen på et annet felt, fremhever derfor direktoratet at det er viktig at operatørene i Balder, Ringhorne og Grane jevnlig utveksler data om utviklingen av trykket i reservoarene, og produserer feltene slik at det oppnås en optimal produksjon fra området.

3.2.7 Gjennomføring

Norsk Hydro vil som operatør for Grane forestå utbygging og drift av installasjonen på Grane. Fremdriftsplanen for prosjektering, bygging og installasjon av plattformen og transportsystemene er vist i figur 3.6.

Kilde: (Kilde Norsk Hydro)

Produksjonsstart er planlagt til oktober 2003. Dette gir en tidsramme for planlegging og gjennomføring av utbyggingen på 45 måneder fra innlevering av plan for utbygging og drift.

Det er lagt vekt på å gjennomføre et grundig prosjekteringsarbeide i forkant av utlysingen og tildelingen av kontrakter. Dette er gjort for å redusere usikkerheten i byggefasen. Denne aktiviteten er benevnt som «basic engineering» i figur 3.6.

For å sikre rask produksjonsoppbygging, planlegges som før nevnt forboring av totalt 10 produksjons- og injeksjonsbrønner. Dette arbeidet vil bli utført i parallell med prosjektering og fabrikasjon av plattformens understell og moduler.

Plattformens understell planlegges fabrikert som en stålkonstruksjon på et egnet verft og overføres til en lekter som slepes ut til feltet. Understellets størrelse krever at det sjøsettes fra lekteren og manøvreres på plass ved hjelp av et kranfartøy.

Modulene bygges som mest mulig komplette enheter ved byggeplass, før uttauing og oppkobling på understellet. Følgende moduler er planlagt: produksjonsmodul, modul for kraftgenerering og boligkvarter/helikopterdekk, boremodul og fakkel.

Tildelingen av kontraktene for modulene vil etter planen skje høsten 2000.

Fabrikasjon og utprøving av systemene vil så langt som mulig bli foretatt før uttauing, for å minimalisere arbeidsomfanget i installasjonsfasen på feltet.

Oljedirektoratethar sammenlignet tidsplanen med andre sammenlignbare prosjekter, og anser denne for å være realistisk.

3.2.8 Investeringer

Forventede totale investeringskostnader for Grane er av Norsk Hydro oppgitt til 15,05 milliarder kroner. Forventningsverdien inkluderer kostnader for boring, rørledninger og modifikasjoner på innretningen på Heimdal og anleggene på Stureterminalen. Fordelingen av kostnadene er vist i tabell 3.2.

Norsk Hydro har beregnet et høyt og et lavt kostnadsestimat som er sammenlignbart med et 90/10 og 10/90 estimat. Det høye og det lave estimatet er henholdsvis 20 prosent høyere og lavere enn forventningsverdien på 15,05 milliarder kroner, dvs. henholdsvis 12,04 og 18,06 milliarder kroner. Beregningen av usikkerhetsspennet er basert på Norsk Hydros historiske data for kostnadsestimater av liknende kvalitet og definisjon.

Figur 3.7 viser investeringsprofilen for Grane. Sammenholder man investeringene på Grane med de totale forventede investeringene på norsk sokkel i det aktuelle tidsrom, utgjør investeringene i Grane på det meste om lag 13 prosent.

Oljedirektoratet har vurdert Norsk Hydros kostnadsestimat og mener det er realistisk.

3.2.9 Lønnsomhetsberegninger

Både operatørens og departementets lønnsomhetsberegninger presenteres i det følgende.

3.2.9.1 Operatørens lønnsomhetsberegninger

Operatøren har lagt følgende forutsetninger til grunn for sine lønnsomhetsberegninger i et basistilfelle:

• Oljepris: 14 USD per fat

• Dollarkurs: 7 kroner per USD

• CO₂-avgift: 0,70 kr/Sm³

• Prisstigning: 2,5 prosent

• Produksjonsperiode: 2003-2021

• Fastverdi og diskonteringsår: 1999

• Oljeproduksjon: 112 millioner Sm³

• Gassimport: 18,6 milliarder Sm³

Operatøren har inkludert nedstengnings- og fjerningskostnader i sine beregninger og disse er estimert til 1430 millioner kroner. Operatøren har videre i sine beregninger lagt til grunn at oljen fra Grane oppnår en noe lavere pris enn Brent Blend kvalitet, pga. stort innslag av tunge komponenter og høyt syretall. Prisstraffen er av operatøren anslått til 2,8 USD per fat ved en markedspris på 14 USD per fat Brent Blend olje.

Tabell 3.3 viser operatørens lønnsomhetsbilde for Grane.

3.2.9.2 Departementets lønnsomhetsberegninger for prosjektet

Operatørens produksjons-, kostnads- og investeringsprofil er lagt til grunn i departementets lønnsomhetsberegninger. Departementets beregninger er videre basert på forutsetningene i nasjonalbudsjettet for 2000. Oljeprisforutsetningen i den aktuelle perioden i nasjonalbudsjettet for 2000 er 120 1999 kr fra 2001 til 2007, 100 2000 kr fra 2008 og ut perioden. For å ta hensyn til oljens lavere kvalitet har departementet valgt å legge inn en prisreduksjon tilsvarende den reduksjonen som operatøren har lagt til grunn. Departementet har også tatt hensyn til gassproduksjonsfasen. Tabell 3.4 viser resultatet av departementets nåverdiberegninger. Alle tall er før skatt. Det er også gjort beregninger av prosjektets nåverdi ved en oljepris på 123 kr flatt utover i tid, ved 20 prosent lavere oljepris enn forutsatt i basistilfellet og ved 20 prosent høyere investeringer i utbyggingsfasen. Gjeldende CO₂-avgift er inkludert som kostnad (70 øre/Sm³ ).

Olje- og energidepartementets beregninger viser at utbyggingen av Grane er lønnsom. Departementet mener i tillegg at prosjektet er robust overfor lav oljepris og økte kostnader.

3.2.10 Disponering av innretningene

I følge basistilfellet vil produksjonen på Grane vare frem til 2032, iberegnet gassproduksjonsfasen. Ved avvikling av feltvirksomheten legger operatøren opp til at alle brønner tettes, og at brønnutstyr fjernes og bringes til land for enten gjenbruk eller deponering. Disponeringen av innretningene vil skje i henhold til gjeldende retningslinjer. Det legges opp til at følgende operasjoner kan bli gjennomført:

• demontering og transport til land av utstyr og strukturer på dekket

• fjerning og demontering av plattformen, inkludert hele eller deler av bærestrukturen avhengig av tilgjengelig teknologi.

Fjerningskostnadene er anslått til 1430 mill kroner.

Departementet vil understreke at disponeringen av innretningene vil bli regulert av lovgivning og retningslinjer som gjelder på det tidspunkt disponering vil skje.

3.2.11 Sikkerhet og arbeidsmiljø

Kommunal- og regionaldepartementet har innhentet uttalelse fra Oljedirektoratet vedrørende arbeidsmiljø- og sikkerhetsmessige sider ved den totale utbyggingen, dvs. inkludert oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen og gassrørledningen fra innretningen på Heimdal til innretningen på Grane. Etter Oljedirektoratets vurdering kan prosjektet gjennomføres på en sikkerhets- og arbeidsmiljømessig forsvarlig måte. Kommunal- og regionaldepartementet slutter seg til Oljedirektoratets vurdering.

3.2.12 Lokalisering av drifts- og baseenhet

Driftsorganisasjonen for Grane vil holde til i Norsk Hydros kontorer på Sandsli i Bergen. Hovedbasen for forsyninger til Grane vil være Hydros base på Mongstad.

3.3 Plan for anlegg og drift av oljerørledning fra Grane til Sture

Plan for anlegg og drift (PAD) for oljerørledningen fra innretningen på Grane til Stureterminalen ble oversendt Olje- og energidepartementet samtidig med PUD for Grane, dvs. den 23. desember 1999. Departementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet vedrørende ressursmessige, tekniske og økonomiske forhold. Oljerørledningen er inkludert i konsekvensutredningen for Grane som er sendt på høring til de berørte departementer, fylkeskommunale- og kommunale myndigheter, samt interesse- og næringsorganisasjoner.

Den planlagte oljerørledningen fra installasjonen på Grane til Stureterminalen vil være 220 km lang, fordelt med 212,5 km i havet og 7,5 km på land. Endelig rørledningstrase er ikke fastlagt. Se for øvrig figur 3.1.

Rørledningen vil kobles opp mot et stigerør på plattformen på Grane og benytte seg av samme landfallstunnel og løpe parallelt med Oseberg transport system på land. Sluser for sending og mottak av renseverktøy vil bli montert på henholdsvis plattformen på Grane og Stureterminalen.

PUD for Grane innebærer en forventet oljeproduksjon på 112 millioner Sm³, hvor platåproduksjonen vil ligge på rundt 34.000 Sm³ per døgn. Rørledningen vil bli designet for å kunne transportere dette volumet. Operatøren vil vurdere rørledningsdimensjonen nærmere. Det vurderes å øke dimensjonen fra 28 til 30 tommer, blant annet for å gi økt fleksibilitet i forhold til innfasing av oljevolumer fra nærliggende felt og prospekter.

Stureterminalen er lokalisert på Stura på øya Alvøy, 40 km nord for Bergen. Norsk Hydro er operatør på terminalen. Oljen fra Grane fraktes til Stureterminalen for lagring, måling og utskiping. En lagringskapasitet på mellom 218.000 m³ og 238.000 m³ stilles i utgangspunktet til rådighet for oljen fra Grane. Ytterligere utvidelser av lagringskapasiteten er mulig, men ingen forutsetning for lagringen av oljen fra Grane.

Eierinteressene i rørledningen er de samme som for det samordnede Granefeltet, se tabell 3.1.

Forventede investeringskostnader er beregnet til 2198 millioner kroner, fordelt med 1858 millioner kroner på rørledningen og 340 millioner kroner på modifikasjoner på Stureterminalen.

Etter Oljedirektoratetsoppfatning burde PAD for rørledningen fra Grane til Stureterminalen inneholde vurderinger knyttet til sammenhengen mellom kapasitet, driftskostnader, investeringskostnader, utslipp til luft og rørdiameter. Det vil være en sammenheng mellom merkostnaden i en økning av rørdiameteren og reduserte utslipp til luft, samt brenselsutgifter og mulighet for høyere platåproduksjon.

Disse vurderingene bør gjøres for å få frem helheten i den totale utbyggingsløsningen. På denne bakgrunn anbefaler derfor direktoratet at oljeeksportrøret mellom Grane og Stureterminalen godkjennes med følgende vilkår:

Operatøren må legge frem en rapport for godkjenning av Olje- og energidepartementet innen 01.09.2000. Rapporten må omfatte en vurdering av følgende forhold:

• rørdiameter og transportkapasitet

• investerings- og driftskostnader

• energiforbruk og utslipp til luft

• områdevurdering med hensyn på installasjon av oppkoblingsmulighet for tredjepart.

Olje- og energidepartementetslutter seg til Oljedirektoratets anbefaling.

3.4 Plan for anlegg og drift av gassrørledning fra Heimdal til Grane

Plan for anlegg og drift (PAD) for gassrørledningen fra stigerørsplattformen på Heimdalfeltet til plattformen på Grane ble oversendt Olje- og energidepartementet samtidig med PUD for Grane, dvs. den 23. desember 1999. Departementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet vedrørende ressursmessige, tekniske og økonomiske forhold. Gassrørledningen er inkludert i konsekvensutredningen for Grane som er sendt på høring til de berørte departementer, fylkeskommunale- og kommunale myndigheter, samt interesse- og næringsorganisasjoner.

Den planlagte gassrørledningen fra stigerørsplattformen på Heimdal til plattformen på Grane vil være 50 km lang. Se for øvrig figur 3.1.

Rørledningen vil kobles til de to plattformene via fleksible endestykker. På begge plattformene er det planlagt plassert nødavstengningsventiler og nødvendig utstyr for rensing (pigging). Dimensjonen på rørledningen vil være 18 tommer.

Kapasiteten i rørledningen skal sikre Grane optimale produksjonsbetingelser, samt tilby en kostnadseffektiv dekning av gassimportbehovet. Operatøren forventer ikke etterspørsel fra andre (tredjeparter) om transportkapasitet i rørledningen.

Rørledningen vil inngå som en integrert del av Graneutbyggingen og eies av Grane unit, se tabell 3.1.

Forventede investeringskostnader er beregnet til 487 millioner kroner, fordelt med 307 millioner kroner på rørledningen og 180 millioner kroner på modifikasjoner på stigerørsplattformen på Heimdal.

Oljedirektoratetmener at den valgte løsningen er god.

Løsningen oppfyller nødvendige krav til operasjonalitet og fleksibilitet. Driftsmessig innebærer løsningen at operatøren for Grane vil kunne optimere driften på Graneinstallasjonen. Løsningen sikrer at oljeproduksjonen ikke vil bli styrt av kapasiteten på gassimporten.

3.5 Konsekvensutredning

3.5.1 Innledning

I henhold til lov 29. november 1996 nr 72 om petroleumsvirksomhet § 4-2, jf. forskrift til lov om petroleumsvirksomhet § 22 flg., og petroleumsloven § 4-3, jf. forskriften § 29, har operatøren utarbeidet en konsekvensutredning. I samråd med Miljøverndepartementet er det besluttet ikke å kreve konsekvensutredning etter Plan- og bygningsloven.

Utredningen gir en oversikt over de konsekvenser og virkninger en gjennomføring av plan for utbygging og drift og planer for anlegg og drift antas å få for annen næringsvirksomhet og allmenne interesser, herunder naturmiljøet. Utredningen viser blant annet hvordan hensyn til miljø- og fiskerimessige forhold er ivaretatt og kan ivaretas gjennom utformingen av tekniske løsninger. Utredningen angir videre rettighetshavernes forslag til avbøtende tiltak.

Konsekvensutredningen har vært sendt på høring til berørte parter, herunder departementer, fylkeskommuner og kommuner samt nærings- og interesseorganisasjoner. Høringsuttalelsene er formidlet til operatøren. Oppfølging vil skje i henhold til gjeldende lover og forskrifter. I det følgende gis et sammendrag av de miljø- og fiskerimessige konsekvenser av utbyggingen, samt kommentarer fra høringsinstansene.

Operatørene for petroleumsfeltene i Nordsjøen har utarbeidet en regional konsekvensutredning for området (RKU Nordsjøen). Formålet med denne utredningen er å bidra til en mer helhetlig forståelse og innsikt i de regionale effektene av petroleumsaktivitene i Nordsjøen. Videre er målsettingen at den skal effektivisere utredningsarbeidet i forbindelse med de kommende utredningene i området.

RKU Nordsjøen har vært sendt på høring til berørte parter. Olje- og energidepartementet har i brev datert 17. desember 1999 til operatørene lagt til grunn at denne, sammen med et vedlegg der høringsuttalelsene til utredningen er behandlet, kan benyttes som grunnlag for feltspesifikke konsekvensutredninger i Nordsjøområdet. Norsk Hydro har i sin konsekvensutredning for Grane valgt å benytte RKU Nordsjøen som grunnlag. RKU Nordsjøen er spesifikt benyttet som grunnlagsmateriale ved vurdering av effekter av produsert vann og regionale prognoser over utslipp av produsert vann og utslipp til luft (CO₂, NO_x, SO_x og VOC).

3.5.2 Miljø- og fiskerimessige forhold

3.5.2.1 Konsekvenser for utslipp til luft

På Grane skal gass komprimeres for injeksjon i feltet. I tillegg vil det være energiforbruk knyttet til prosessering, oljepumper, vanninjeksjon og generell drift av innretningen. Kraftproduksjonen på Grane er anslått til om lag 50 MW og vil være basert på tre gassturbiner, dvs. to gassdrevne lav-NO_x turbiner for henholdsvis kraftgenerering og gasskompresjon, samt en gass og dieseldrevet turbin for kraftgenerering. På den sistnevnte turbinen vil det bli tilrettelagt for ettermontering av lav-NO_x når denne teknologien er kommersielt tilgjengelig. Det er i tillegg et stort behov for varme på Grane (om lag 65 MW). Dette varmebehovet vil bli dekket gjennom utnyttelse av spillvarme fra kraftproduksjonen og intern varmegjenvinning i prosessen.

De gjennomsnittlige utslippene per år av CO₂ i perioden fra 2004 til 2021 (oljeproduksjonsfasen) er beregnet til 226.000 tonn. Dette vil utgjøre om lag 2 prosent av de forventede totale utslippene fra norsk sokkel i denne perioden. Tilsvarende verdier for utslipp av NO_x er angitt til 341 tonn per år, noe som vil utgjøre om lag 1 prosent av de forventede totale utslippene av NO_x fra norsk sokkel i perioden fra 2004 til 2021. Det vil ikke bli faklet fra plattformen ved normal drift.

Forsyning av kraft fra land ble vurdert av Norsk Hydro våren 1999. Konklusjonen av denne vurderingen var at elektrisitetsforsyning fra land var teknisk gjennomførbar, og økonomisk sammenlignbar med kraftproduksjon på plattformen. Tiltakskostnaden ble beregnet til 169 kroner per tonn gitt at all kraften kommer fra utslippsfri kraft. Realisering av en såvidt lang kabel ville imidlertid medføre en ikke ubetydelig risiko. Det finnes ikke referanseanlegg av tilnærmelsesvis tilsvarende lengde og med så store kraftmengder. Videre var nettforholdene til Karmøy ikke akseptable for Grane ut fra et regularitetshensyn. På bakgrunn av dette vurderte rettighetshaverne på Grane kraft fra land som et mindre aktuelt alternativ.

Kostnaden for plattformen på Grane ble den gang beregnet til 10,27 milliarder kroner og utbyggingen ble ikke ansett som tilstrekkelig økonomisk robust av rettighetshaverne. For å gjøre prosjektet økonomisk lønnsomt og robust ble plattformens konstruksjon endret for å redusere vekten og plassbehovet. Plattformkostnadene ble dermed redusert til 9,4 milliarder kroner. I følge operatøren ville denne endringen ikke vært mulig å oppnå med kraftforsyning fra land fordi elektriske driverenheter for kompressor og elektrokjeler for prosessvarme vil gi høyere plattformvekt.

CO₂-utskilling og -injeksjon er også vurdert av Norsk Hydro. Tiltaket er beregnet til å koste ca. 1,2 - 1,3 milliarder kroner for å redusere utslippene av CO₂ fra kraftproduksjonen med i overkant av 80 prosent. Dette gir en tiltakskostnad på i overkant av 700 kroner per tonn CO₂. I tillegg kommer vedlikeholdskostnader som er estimert til ca. 5 prosent av investeringskostnaden. Rettighetshaverne for Grane vurderer det derfor som uforholdsmessig kostbart å gjennomføre utskilling og injeksjon av CO₂ på Grane.

Når det gjelder utslipp av nmVOC (flyktige organiske forbindelser uten metan) og metan (CH₄), så vil utslippene fra plattformen på Grane være svært små. De gjennomsnittlige utslippene per år av nmVOC fra Grane vil i perioden 2004 til 2021 være 25 tonn, eller 0,02 prosent av de forventede totale utslippene fra norsk sokkel i denne perioden. Tilsvarende verdier for utslipp av CH₄ er angitt til 96 tonn per år, noe som vil utgjøre om lag 0,3 prosent av de forventede totale utslippene fra norsk sokkel i denne perioden. Når det gjelder lagringen og utskipingen av olje fra Stureterminalen, så vil det oppstå utslipp av nmVOC og CH₄ ved lasting av tankskip fra terminal. På Stureterminalen er det imidlertid installert et nmVOC gjenvinningsanlegg for avgass fra tankskip under lasting, og etter hvert som tankskipene blir utstyrt med oppkoblingsmulighet for returluft fra tankene, vil utslippene av nmVOC fra Stureterminalen gradvis synke.

Videre vil det kunne oppstå utslipp til luft fra Stureterminalen når trykket i fjellhallen der oljen lagres blir så stort at sikkerhetsventilen vil slippe ut gass til fakkelsystemet. Dette vil imidlertid erfaringsmessig skje meget sjelden. Under normal drift vil det ikke være utslipp fra fjellhallene fordi trykket kan varieres.

3.5.2.2 Utslipp til sjø

De regulære utslippene til sjø fra Grane vil bestå av drenasjevann, kjølevann, sanitæravløpsvann, borekaks og boreslam. Produsert vann vil normalt reinjiseres i reservoaret eller i Utsiraformasjonen. Det vil bli installert vannbehandlingsanlegg med hydrosykloner som renser oljeinnholdet i produsert vann til under 40 mg/l før vannet pumpes tilbake til reservoaret eller reinjiseres i Utsiraformasjonen. Systemet for reinjeksjon av produsert vann forventes å være tilgjengelig 99 prosent av tiden.

Alle forborede brønner vil bli boret med vannbasert slam. Vannbasert slam og borekaks vil bli sluppet til sjø. Ved boring fra plattformen vil oljebasert slam bli benyttet. Oljebasert slam vil bli gjenvunnet og rester av slam og oljeforurenset borekaks vil bli reinjisert i berggrunnen. De første seksjonene for hver brønn som bores fra plattformen vil bli boret med sjøvann tilsatt godkjente kjemikalier. Borekaks fra disse seksjonene vil bli sluppet til sjø.

Utbygging og drift av Grane medfører, i likhet med andre tilsvarende utbygginger på norsk sokkel, risiko for oljeutslipp knyttet til utblåsinger, lekkasje fra rørledninger, skipsuhell og uhellsutslipp fra prosessen på plattformen. Akutte oljeutslipp kan forårsake skader på organismer i de frie vannmassene, på sjøfugl og havpattedyr i strandsonen. Oljen på Grane er dessuten tungt nedbrytbar i miljøet. Et eventuelt oljesøl fra Grane vil derfor kunne drive langt. Beregninger viser imidlertid at risikoen for et akuttutslipp fra Grane er svært lav. Norsk Hydro vil utføre en grundig analyse av risikoen for akuttutslipp fra Grane. Denne analysen vil ligge til grunn for dimensjoneringen av beredskap.

Stureterminalen mottar oljeholdig ballastvann fra tankskip som ikke har segregerte ballasttanker. Dette ballastvannet lagres i en fjellhall før det renses i et renseanlegg basert på flotasjon. Vannet slippes så til sjø. Når Grane kommer i full produksjon vil transporten av olje fra Osebergfeltet ha avtatt. Oljen fra Grane vil derfor i stor grad komme til erstatning for oljen fra Oseberg. Utslippene til vann fra Stureterminalen forventes derfor å holde seg uendret som en følge av oljen fra Grane.

Av hendelsene som kan skje som en følge av virksomheten på Sture, vil tankskipsuhell eller større rørledningslekkasjer nær kysten være mest alvorlig. Risikoen for slike hendelser har vært analysert for virksomheten på Stureterminalen og basert på dette er det bygget opp en oljevernberedskap.

3.5.2.3 Konsekvenser for fiskerivirksomhet

Det vil bli etablert en sikkerhetssone med radius 500 m rundt plattformen på Grane. Det vil ikke bli søkt om sikkerhetssone i forbindelse med undersjøiske installasjoner eller rørledninger. Rørledningene for gassimport og oljeeksport vil være overtrålbare.

Det foregår lite trålfiske i Grane-Heimdal området, slik at det arealbeslag som utbyggingen representerer vil ha liten praktisk betydning for fiskeriene.

Et eventuelt større akutt oljeutslipp forventes ikke å ha noen merkbar virkning på fiskeressursene. Den største virkningen vil trolig være at de områdene som blir berørt av oljeutslipp kan bli stengt for fiske inntil det er dokumentert at fisken ikke inneholder rester av olje. En annen virkning kan være nedslaktning av oppdrettsfisk som enten er berørt eller truet av oljesøl. I begge tilfeller kan de økonomiske virkningene for de berørte næringer bli betydelige. Sannsynligheten for et større akutt oljeutslipp er imidlertid svært lav.

3.5.2.4 Avbøtende tiltak

Miljøtiltakene ved utbyggingen av Grane omfatter blant annet:

• Oljebasert borevæske og slam vil bli reinjisert i grunnen. Vannbasert borevæske og slam slippes til sjø.

• Det produserte vannet vil bli injisert i reservoaret eller i Utsiraformasjonen.

• Utslipp av produksjonskjemikalier vil være svært begrenset som følge av reinjeksjon av produsert vann. Miljøvurderinger vil bli lagt inn som utvalgskriterium for bruk av kjemikalier. Kjemikalier med uheldig miljøeffekt vil bli utfaset.

• For å redusere utslippene av CO₂vurderes det å benytte turtallsregulatorer for å optimalisere driften av pumper og kompressorer og dermed senke brennstofforbruket. Videre vil det bli montert varmegjenvinningsenheter på hver av de tre gassturbinene. Det vil ikke bli faklet fra plattformen ved normal drift.

• For å redusere utslippene av NO_x vil det bli installert to gassdrevne lav-NO_x turbiner for henholdsvis kraftgenerering og gasskompresjon. I tillegg vil det bli benyttet en gass og dieseldrevet turbin for kraftgenerering. På denne turbinen vil det bli tilrettelagt for ettermontering av lav-NO_x når denne teknologien er kommersielt tilgjengelig for slike turbiner.

Når det gjelder fiskerivirksomheten så legger operatøren opp til at rørledningene fra Heimdal til Grane og fra Grane til Stureterminalen skal være overtrålbare.

3.5.3 Samfunnsmessige konsekvenser

Realiseringen av Graneutbyggingen vil kreve direkte innsats av arbeidskraft, samt leveranser av varer og tjenester, både i utbyggings- og driftsfasen. Norsk Hydro har vurdert hvor stor andel norske leveranser vil kunne utgjøre i utbyggingsfasen og i driftsfasen. Når det gjelder selve plattformen, inkludert bærestruktur og forboringsramme, anslår Norsk Hydro at norske leveranser kan komme opp i 70 prosent. Vesentlige deler av bærestrukturen vil kunne fabrikkeres og sammenstilles i Norge. Enkelte spesialiserte utstyrsenheter på dekket må leveres fra utlandet, mens norske leverandører kan være konkurransedyktige for det øvrige utstyr. Installasjonen vil måtte utføres ved bruk av utenlandske løftefartøyer og med assistanse av utenlandske flytende borerigger.

Eksportrørledningen skal transportere olje fra Grane til land. Her kreves leveranser og legging av rør, hvor utenlandske leverandører normalt vil få en høy leveranseandel. Den norske andelen knyttet til fabrikasjon og legging av rør er av Norsk Hydro anslått til 40 prosent.

Boring og komplettering av brønner vil foregå i perioden fra 2001 til 2007. Borekontraktor har i hovedsak norsk mannskap, men vil trenge en del vare- og tjenesteleveranser. Den norske leveranseandelen kan komme opp i 60 prosent.

Samlet sett gir dette en mulig norsk andel av leveransene i utbyggingsfasen på om lag 60 prosent.

Driften av Grane omfatter primære produksjonsaktiviteter til havs, samt forsynings- og støtteaktiviteter fra land. Driftsfasen for Grane forventes å ha en varighet på ca. 25 år. Den årlige driftskostnaden er anslått til 580 millioner kroner, hvorav 225 millioner kroner knytter seg til eksterne innkjøp av varer og tjenester som kan gi norske bedrifter leveransemuligheter.

Norsk Hydro har anslått den norske andelen av leveranser til plattformvedlikehold til 90 prosent. Den norske andelen av leveranser til brønnvedlikehold er anslått til 60 prosent. Kostnadene til driftsmateriell, inspeksjon og plattformtjenester omfatter en rekke varer og tjenester. Innkjøp av slike varer kan gi en norsk leveranseandel på 80 prosent. Baser og logistikktjenester for Grane samt driftsorganisasjonen til Grane vil være norskdrevet virksomhet. Samlet sett gir dette en mulig norsk andel av leveransene og virksomheten i driftsfasen på 87 prosent.

Sysselsetningsvirkningen i Norge av utbyggingen av Grane er beregnet av Norsk Hydro til å være ca. 5000 årsverk i utbyggingsfasen og 7.500 årsverk i driftsfasen. I disse tallene inngår sysselsetningen i operatørselskapet og leveransegenerert sysselsetning. Inntektene som opptjenes av de ansatte i operatør og leveransebedriftene vil i tillegg generere alminnelig etterspørsel etter varer og tjenester, som i neste omgang vil få sysselsettingseffekter (konsumgenerert sysselsetting). Disse effektene er ikke forsøkt kvantifisert.

3.6 Høringsuttalelser

De viktigste problemstillingene som har blitt reist av høringsinstansene er gjengitt under. Olje- og energidepartementet har formidlet høringsuttalelsene til Norsk Hydro. Norsk Hydros svar på uttalelsene er også gjengitt der det er relevant.

Miljøverndepartementet peker på at Grane er et tungoljefelt og at konsekvensene av et akutt utslipp kan bli alvorlige for livet i havet og langs kysten. Det må derfor legges spesiell vekt på utredning og avklaring av bekjempelsesmetoder og krav til opptaksutstyr før produksjonsstart. Norges Fiskarlag er opptatt av samme problemstilling, og uttrykker bekymring for eventuelle økonomiske og sysselsetningmessige tap som følge av mulig redusert salgbarhet av fisk fra området. Fiskeridepartementet peker på at bruk av dispergeringsmidler antas å være nødvendig for å bryte ned oljeflak i tilfelle akutte utslipp, og at effektene på marine organismer av et dispergert oljeflak og bruk av dispergeringsmidler ikke er vurdert i konsekvensutredningen.

Norsk Hydro viser til at sannsynligheten for et akutt utslipp er meget liten. De testene som er gjennomført viser at olje fra Grane lar seg samle opp med konvensjonelt opptaksutstyr dersom værforholdene tillater det. Bruk av dispergeringsmidler som alternativ eller supplerende tiltak er ennå ikke besluttet, men vil bli vurdert som ledd i utarbeidelsen av beredskapsplaner i nært samarbeid med SFT.

Miljøverndepartementetber Norsk Hydro vurdere muligheten for å benytte lav NO_x også på den planlagte kombinerte gass og dieselturbin på nytt. Norge har påtatt seg en internasjonal forpliktelse om å redusere NO_x-utslippene med 28 prosent innen 2010 i forhold til utslippene i 1990. Ettermontering av lav NO_x-brennere på kraftproduksjonsanlegg offshore er et aktuelt tiltak. Operatøren må derfor være forberedt på et krav om gjennomføring av et slik tiltak på turbinen som skal benytte både diesel og gass.

Norsk Hydro viser til at det vil bli benyttet lav NO_x-turbiner på to av de tre turbinene som vil bli installert på Grane, og at man i driftsfasen vil søke å minimalisere bruken av turbinen som ikke er lav NO_x. Etter Norsk Hydros oppfatning vil derfor gevinsten ved å innføre lav NO_x på turbinen, som skal kunne brukes både gass og diesel, være marginal. Norsk Hydro vil imidlertid legge til rette for oppgradering til lav NO_x slik at denne vil kunne benyttes når den kan leveres for den turbintypen og størrelsen som skal benyttes på Grane. Driftserfaringen med lav NO_x-turbiner som kun bruker gass, viser dessuten at disse er følsomme for endringer i pådrag og sammensetningen av brenngass, noe som ofte fører til nedstengning. Det er derfor behov for forbedre teknologien.

Olje- og energidepartementet legger til grunn at operatøren benytter lav-NO_x-brennere hvis slik teknologi er kommersielt tilgjengelig for den turbintypen som skal benyttes på Grane. Er ikke teknologien kommersielt tilgjengelig forutsettes det at operatøren legger til rette for eventuell senere ombygging av turbinene til lav NO_x. Operatøren forutsettes å ha nær dialog med Oljedirektoratet om denne problemstillingen.

I forbindelse med behandlingen av PUD for Ringhorne, ba Oljedirektoratet operatøren Esso ta initiativ til et samarbeid med Norsk Hydro om å utrede muligheten for samordnet kraftforsyning i området der Grane, Balder og Ringhorne ligger. Esso har, i forståelse med Norsk Hydro, konkludert med at en slik samordning ikke vil være lønnsom og vil ha en begrenset effekt når det gjelder reduserte utslipp til luft. Oljedirektoratet mener imidlertid at samordnet kraftforsyning kan være gunstig dersom det skulle vise seg at kraftbehovet på Grane blir større enn det som er forutsatt.

Olje- og energidepartementet legger til grunn at operatørene for Ringhorne og Grane tar muligheten for samordnet kraftforsyning opp til ny vurdering dersom det viser seg at kraftbehovet på Grane er større enn forutsatt eller andre forutsetninger som er lagt til grunn endres.

Miljøverndepartementet viser til Stortingsmelding nr. 58 (1996-97) «Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling» som inneholder målsetninger om betydelige utslippsreduksjoner til vann fra petroleumssektoren. I lys av kravet om nullutslipp må Norsk Hydro forvente krav om gjenvinning av vannbasert borevæske ved forboringen av brønner på Grane, gitt at dette lar seg gjennomføre. Videre må Norsk Hydro forvente krav til tiltak for å redusere volumet av borevæske som følger med utslippet av kaks fra boreoperasjonen.

Norsk Hydro viser i denne sammenheng til at de i sin handlingsplan for boring har forutsatt at intensjonene i Stortingsmelding nr. 58 skal følges. Dette innebærer at Norsk Hydro arbeider for å øke gjenbruken av vannbasert boreslam, samt å begrense eller fase ut bruken av miljøfarlige kjemikalier. Denne handlingsplanen vil også gjelde for forboringen på Grane. Norsk Hydro vurderer imidlertid også å benytte oljebasert borevæske ved forboringene. Borekaks med vedheng av borevæske og drensvann fra boreoperasjonen vil i så fall enten bli reinjisert eller tatt på land for destruksjon.

Fiskeridepartementetviser til at konsekvensutredningen for Grane støtter seg på Regional konsekvensutredning (RKU) for Nordsjøen når det gjelder effekt av utslipp på marine organismer. Etter fiskerimyndighetenes oppfatning er omtalen av dette temaet mangelfull i RKU Nordsjøen og dette forhold burde ha kommet frem i konsekvensutredningen for Grane. For øvrig mener Fiskeridepartementet det er positivt at alt oljeholdig borekaks og så godt som alt det produserte vannet vil bli reinjisert.

Norges Fiskarlag er også opptatt av utslipp av produsert vann til sjø og uttrykker bekymring for mulige langtidsvirkninger av kjemikaliene som er oppløst i dette vannet. De ser derfor positivt på at det legges opp til reinjeksjon av produsert vann og oljeholdig kaks på Grane. Fiskarlaget er imidlertid på generell basis bekymret over bruken av kjemikalier i oljeproduksjonen og mener det er uheldig at mengdene som vil brukt ikke er forsøkt tallfestet i utredningen. Årsaken til dette, er at mengder og type utslipp blir behandlet i søknaden om utslippstillatelse til miljøvernmyndighetene. Selv om denne fremgangsmåten er i tråd med dagens regelverk, mener Fiskarlaget at kunnskap om mengder og type utslipp er vesentlig for å kunne vurdere et oljefelts mulig miljøvirkninger, og at disse opplysningene derfor må foreligge før utbygging besluttes.

Norsk Hydro viser til at de i utgangspunktet skal injisere det aller meste av det produserte vannet og boreavfallet. Kjemikaliebruken vil først bli bestemt i en senere fase av prosjektet, og det er derfor mest hensiktsmessig å behandle dette i mer detalj i utslippssøknaden.

Olje- og energidepartementetvil vise til at Miljøverndepartementet, Fiskeridepartementet og Olje- og energidepartementet har innledet et samarbeid for å fokusere og øke innsatsen i regi av Forskningsrådet når det gjelder kartlegging av mulige langtidseffekter av utslipp til sjø. Når det gjelder utbyggingen av Grane, så vil departementet peke på at utslippene til sjø fra denne utbyggingen vil bli svært moderate på grunn av at det produserte vannet og den oljeholdige kaksen skal reinjiseres. Departementet vil også vise til at innholdet av olje i produsert vann og bruken av kjemikalier i oljeindustrien er regulert gjennom forurensningsloven.

Fiskeridepartementet vil også bemerke at grusdumping og legging av rørledning på bunnen innebærer en begrensning av fiskeriaktiviteten. Dette gjelder spesielt for oljerørledningen mellom Grane og Stureterminalen, ettersom denne vil krysse et viktig trålfelt. Fiskeridepartementet ber derfor om at Fiskeridirektoratets forslag til avbøtende tiltak tas til følge. Fiskeridirektoratets forslag er som følger:

• Fiskerimyndigheten gis muligheter til å delta i endelig fastsettelse av rørledningstrase der denne berører trålfelt.

• Dersom det benyttes rørleggingsfartøy som bruker anker for posisjonering, skal ankermerker kartlegges. Område og utstrekning tas ut i samarbeid med Fiskeridirektoratet. Fiskeridirektoratet skal ha muligheter til å delta under kartlegging.

• Fiskeridirektoratet må holdes orientert om steindumpingsplaner, herunder område og mengder. Likeledes gis muligheten til å ha en representant om bord i steindumpingsfartøyet når dette opererer i trålfelt.

• Unngå at rørledningen blir lagt med frie spenn.

Norges Fiskarlager også opptatt av konsekvensene for trålfisket av oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen.

Norsk Hydroviser til at tegningene av traséene for både olje- og gassrørledningene vil bli diskutert med Fiskeridirektoratet når de er klarert av Graneprosjektet medio juni 2000. Norsk Hydro har ennå ikke bestemt om det skal benyttes fartøy som bruker dynamisk posisjonering eller posisjonering ved hjelp av ankre. Ved bruk av ankre vil Norsk Hydro kreve av leverandør at det velges ankre som skaper minst mulig skade på sjøbunn, og at ankerne tas opp slik at sår på sjøbunn etter ankerne minimaliseres. Norsk Hydro har for øvrig ingenting imot at Fiskeridirektoratet er tilstede under kartlegging av eventuelle ankersår etter installasjonsfartøy, slik direktoratet var under kartleggingen av ankersår etter leggingen av Oseberg gassrørledning.

Norsk Hydroviser videre til at de har fokus på å redusere behovet for steindumping ved valg av rørledningstraséer, og at de vil orientere Fiskeridirektoratet om sine planer for steindumping og mengder. Fiskeridirektoratet vil bli gitt anledning til å ha en representant om bord i steindumpingsfartøyet når dette opererer i feltet. Når det gjelder frie spenn så vil Norsk Hydro velge traséen slik at antall frie spenn minimaliseres og om mulig unngås. Skulle det vise seg at det oppstår frie kritiske spenn kan dette bøtes på ved at det dumpes stein.

Olje- og energidepartementetlegger til grunn at utbygger avklarer problemstillinger knyttet til valg av trase, legging og tildekking av oljerørledningen med fiskerimyndighetene for å komme fram til løsninger som i tilstrekkelig grad ivaretar fiskeriinteressene.

Kystdirektoratetpeker på at oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen skal vurderes i forhold til havne- og farvannslovens bestemmelser, jf. lovens § 6 tredje ledd, der myndighet for å gi tillatelse tilligger Fiskeridepartementet. Direktoratet savner en omtale i KU av hvilke offentlige myndigheter som direkte involveres i prosjektet og hvilke tillatelser som i den sammenheng må innhentes.

Norsk Hydroviser til at de er kjent med at det må søkes om tillatelse etter havne- og farvannsloven om legging av rørledning til land. Norsk Hydro vil sende søknad når prosjekteringen har kommet langt nok til at de nødvendige detaljer er kjent.

Kystdirektoratet peker videre på at spørsmålet om skipstrafikken til og fra Stureterminalen, og eventuell endring av denne som følge av utbyggingen av Grane, ikke synes å være tatt opp som et eget tema i konsekvensutredningen for Grane. Direktoratet savner derfor en beskrivelse av hvordan trafikkbildet til og fra Stureterminalen vil endre seg på kort og noe lengre sikt.

Norsk Hydroforventer ingen vesentlig endring av tonnasjesammensetningen i forhold til dagens situasjon. Grane vil bidra til at dagens nivå opprettholdes i noen år til før det årlige utskipningsvolumet avtar. Norsk Hydro vil holde Kystdirektoratet orientert om eventuelle endringer i skipningsmønsteret.

Norges Fiskarlag og Fiskeridirektoratet er i utgangspunktet enig i at det område som Grane befinner seg i ikke er spesielt trålintensivt. De vil imidlertid påpeke at området er betydelig mer intensivt for notfiske etter pelagiske arter som sild og makrell. Arealbeslag vil i så henseende representere en begrensning i aktuelt fangstområde for nevnte arter.

Norsk Hydroviser til at fisket etter sild og makrell er kvoteregulert. Arealbeslagene vil derfor ikke være noen reell begrensning på fangstene av disse artene. Arealbeslagene kan representere en driftsmessig ulempe, dersom stimene tilfeldigvis samler seg om installasjonene. Det beregnede arealbeslaget på 7 km² gjelder i forhold til tråling, der det er tatt hensyn til at tråleren må starte en avvikende manøver et godt stykke unna installasjonene. For notfiske er det permanente arealbeslaget ikke vesentlig større enn sikkerhetssonen, som utgjør ca. 1 km².

Stavanger kommune peker på at de nærliggende felt til Grane blir drevet fra baser i Stavanger, og mener det derfor bør vurderes om det kan oppnås synergieffekter ved også å forsyne Grane med leveranser fra de samme basene.

Norsk Hydro viser til at alternative baseplasseringer, bl.a. i Stavanger, har vært vurdert. Konklusjonen av denne vurderingen er at det for Norsk Hydro er mest effektivt å forsyne Grane fra samme base som for øvrige Norsk Hydro opererte felt. Ut fra dette er Mongstad valgt som forsyningsbase for Grane.

3.7 Vederlagsfri overføring av statlig eiendom

I forbindelse med ilandføring av oljen fra Grane og import av gass fra Heimdal, må det som før nevnt gjennomføres modifikasjoner på Stureterminalen og på Heimdal stigerørsplattform. Grane skal forestå investeringene i Stureterminalen og på Heimdal stigerørsplattform, men eiendomsretten til det nye utstyret skal overføres vederlagsfritt til henholdsvis Oseberg transportsystem (OTS) og Oseberg gasstransport (OGT). Departementet forutsetter at rettighetshaverne på Grane skal beholde bruksrett.

Dette er en vanlig måte å innrette et samarbeid på fordi man ikke ønsker å ha ulike eiersammensetninger innenfor anlegg som er driftsmessig integrert. SDØE deltar med 50,78 prosent eierandel i OTS og OGT. Verdien av SDØEs andel av investeringene, som skal overføres vederlagsfritt fra Grane til OTS og OGT, er henholdsvis beregnet til 148 og 78,5 millioner kroner.

Det er utarbeidet en avtale mellom Grane og OTS som regulerer samarbeidet om mottak, behandling og utskiping av oljen fra Grane, herunder spørsmålet om vederlagsfri overføring av eiendomsrett. Det er videre utarbeidet en avtale mellom Grane og rettighetshaverne for utvinningstillatelse 036 (Heimdal) og mellom utvinningstillatelse 036 og OGT om modifikasjonene på Heimdal stigerørsplattform, herunder spørsmålet om vederlagsfri overføring av eiendomsrett. Avtalene skal godkjennes av departementet. Departementet ber om fullmakt til å kunne godkjenne vederlagsfri overføring av eiendomsrett fra Grane til OTS og OGT.

3.8 Budsjettmessige konsekvenser for SDØE

Utbyggingen av Grane vil for SDØE i år medføre om lag 245 millioner kroner i investeringer, om lag 17 millioner kroner i driftskostnader og om lag 6,5 millioner kroner i renter. Det er budsjettmessig dekning for utgiftene under kapittel 2440 post 30 Investeringer, og kapittel 5440 post 24 Driftsresultat og post 80 Renter.

3.9 Konklusjoner og vilkår

1. Departementet gir sin tilslutning til at Grane blir bygget ut i henhold til de planer for utbygging og drift som rettighetshaverne har fremlagt, med de merknader som fremkommer i denne proposisjonen.

2. Departementet anbefaler at Statoils tiltredelse til plan for utbygging og drift av Grane godkjennes slik at selskapet kan delta i utbyggingen av feltet.

3. Departementet gir sin tilslutning til at oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen blir bygget i henhold til de planer for anlegg og drift som rettighetshaverne har fremlagt, med de merknader som fremkommer i denne proposisjonen.

4. Departementet gir sin tilslutning til at gassrørledningen fra Heimdalfeltet til Grane blir bygget i henhold til de planer for anlegg og drift som rettighetshaverne har fremlagt.

5. Kommunal- og regionaldepartementet er av den oppfatning at utbygging og drift av Grane og anlegg og drift av oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen og gassrørledningen fra Heimdalfeltet til Grane kan gjennomføres innenfor forsvarlige sikkerhets- og arbeidsmiljømessige rammer.

6. Det vil bl.a. bli stilt følgende vilkår for godkjennelse av plan for utbygging og drift av Grane, plan for anlegg og drift av rørledningen fra Grane til Stureterminalen og plan for anlegg og drift av rørledningen fra Heimdal til Grane:

• Før forboringen av Granefunnet starter må operatøren legge frem en plan for datainnsamling i forboringsfasen. Planen skal godkjennes av myndighetene, og det vektlegges at gjennomføringen av forboringen må ivareta intensjonen om å innhente data om utstrekning av og kommunikasjon i reservoaret.

• Med hensyn til oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen må operatøren legge frem en rapport for godkjenning av Olje- og energidepartementet innen 01.09.2000. Rapporten skal omfatte en vurdering av følgende forhold:

  • rørdiameter og transportkapasitet

  • investerings- og driftskostnader

  • energiforbruk og utslipp til luft

  • områdevurdering med hensyn på installasjon av oppkoblingsmulighet for tredjepart.

• utbygger skal avklare problemstillinger knyttet til valg av trase, legging og tildekking av oljerørledningen med fiskerimyndighetene for å komme fram til løsninger som i tilstrekkelig grad ivaretar fiskeriinteressene

• Olje- og energidepartementet legger til grunn at operatøren benytter lav-NO_x-brennere hvis slik teknologi er kommersielt tilgjengelig for den turbintypen som skal benyttes på Grane. Er ikke teknologien kommersielt tilgjengelig forutsettes det at operatøren legger til rette for eventuell senere ombygging av turbinene til lav NO_x. Operatøren forutsettes å ha nær dialog med Oljedirektoratet om denne problemstillingen.

• Eierfordelingen i oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen og gassrørledningen fra Heimdal til Grane fastsettes å være den samme som for det samordnede Granefeltet (H-strukturen): Den norske stats oljeselskap 50 pst.

  (Hvorav statens direkte økonomiske engasjement 43,6 pst.)

  Norsk Hydro Produksjon AS 24,4 pst.

  Esso Exploration and Production Norway A/S 25,6 pst.

  Endringer i eierfordelingen i de to rørledningene skal godkjennes av departementet.

  Dersom det oppstår langvarige endringer i gassgjennomstrømningen i gassrørledningen fra Heimdal til Grane eller i oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen, kan departementet når departementet mener at det foreligger ressursforvaltningsmessige grunner til det, kreve at dette gjenspeiles i eierfordelingen i rørene ved at eksisterende eiere kan pålegges å redusere sin eierandel. Dette kan også tilsi at nye selskaper kan bli eiere i gassrørledningen og i oljerørledningen.

  Dersom partene ikke innen rimelig tid blir enige om en slik endret eierfordeling kan departementet justere eierandelene i gassrørledningen og i oljerørledningen, samt fastsette vilkårene for overdragelsen.

  Departementet vil ikke pålegge vilkår for overdragelsen som gir lavere avkastning på foretatte investeringer, enn den avkastning som etter departementets vurdering følger av inntjeningen eierandelene forventes å gi på grunn av inngåtte avtaler og fremtidige forretningsmuligheter.

• Norsk Hydro skal være operatør for oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen og gassrørledningen fra Heimdal til Grane. Dersom det bestemmes at det skal foretas en gjennomgående omorganisering av gasstransportsystemet på norsk sokkel, forbeholder departementet seg retten til å skifte operatør for gassrørledningen hvis det etter departementets vurdering anses som nødvendig for å oppnå en hensiktsmessig omorganisering. En slik gjennomgående omorganisering kan for eksempel være opprettelse av et uavhengig operatørselskap for rørledninger.

  Når særlige grunner tilsier det, kan departementet foreta et skifte av operatør. Departementet skal varsle om overføring av operatøroppgavene i rimelig tid, og kan gi bestemmelser for gjennomføringen og iverksettelsen av operatørovertagelsen.

  Skifte av operatør skal godkjennes av departementet.

• Tillatelsen for de to rørledningene gis til 1. mars 2030. Departementet kan forlenge tillatelsen etter søknad fra rettighetshaverne. Vilkårene for slik forlengelse fastsettes av departementet. Når tillatelsen utløper, oppgis eller tilbakekalles, kan departementet kreve at eiendomsretten til oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen og gassrørledningen fra Heimdal til Grane vederlagsfritt skal tilfalle den norske stat.

• Departementet kan gi pålegg om at de to rørledningene skal knyttes til andre rørledninger, og at nye felt skal fases inn og at kapasiteten skal økes hvis hensynet til rasjonell drift eller andre samfunnsmessige hensyn tilsier det.

• Avtaler om overføring av eiendomsrett av hele eller deler av oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen og gassrørledningen fra Heimdal til Grane skal godkjennes av departementet.

  Tillegg til, endringer av eller unntak fra ovennevnte avtaler skal godkjennes av departementet.

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

  Dersom forslag til avtaler eller endring av avtaler om transport av gass eller olje, tilknytning av felt til oljerørledningen fra Grane til Stureterminalen og gassrørledningen fra Heimdal til Grane ikke foreligger eller ikke godkjennes av departementet, kan departementet fastsette avtalene med vilkår.

  Dersom departementet finner at viktige ressursforvaltningshensyn eller særlige grunner tilsier det, kan departementet kreve at avtaler skal reforhandles og forelegges for departementet for godkjenning. Dersom endringer i avtalene som følge av en slik reforhandling ikke foreligger eller ikke godkjennes av departementet, kan departementet fastsette virksomhetens organisering, tariffer og vilkår for øvrig.