Del 1
Del I Utbygging og drift av Jotun

2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Jotun

2.1 Søknad om utbygging og drift av Jotun

Den 31. januar 1997 mottok departementet fra Esso Norge AS, på vegne av rettighetshaverne, en søknad om godkjennelse av plan for utbygging og drift av oljefunnet Jotun. Samtlige rettighetshavere har tiltrådt planen for utbygging og drift og med det forpliktet seg til å delta i utbyggingen.

Departementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet vedrørende reservoarmessige, tekniske, miljømessige og økonomiske forhold, og fra Kommunal- og arbeidsdepartementet vedrørende arbeidsmiljø- og sikkerhetsmessige forhold.

En utredning vedrørende samfunnsøkonomiske, miljø- og fiskerimessige konsekvenser av utbyggingen er sendt på høring til berørte departementer, fylkeskommunale og kommunale myndigheter samt nærings- og interesseorganisasjoner.

2.2 Funnets beliggenhet

Jotun er lokalisert i blokkene 25/7 og 25/8, om lag 165 km vest for Haugesund. Funnet ligger 15 km sør/sørøst for Heimdal og om lag 30 km nord for Balder. Vanndybden på planlagt sted for installasjonene er 126 meter.

Kilde: (Kilde: Esso)

2.3 Rettighetshavere og eiersammensetning

Jotun strekker seg over utvinningstillatelsene 027 og 103, tildelt i hhv 1969 og 1985. Esso er operatør for 027, mens Conoco er operatør for tillatelse 103. Rettighetshaverne i de to utvinningstillatelsene er blitt enige om en avtale om samordnet utbygging av Jotun der deltakerinteressene, basert på en foreløpig fordeling mellom de to rettighetshavergruppene, er som vist i tabell 2.1. Avtalen er sendt inn til departementet for godkjennelse og er for tiden under behandling. Esso er operatør for det unitiserte feltet.

Statoils deltagerinteresse i avtalen for det samordnede feltet Jotun er fordelt med 4,5 prosent på Statens direkte økonomiske engasjement i petroleumsvirksomheten (SDØE) og 3 prosent på Statoils økonomiske andel. Den delen av feltet som ligger i utvinningstillatelse 103 ble av Conoco anbefalt drivverdig overfor rettighetshaverne 5. september 1996. Alle rettighetshaverne i utvinningstillatelse 103 hadde 3. februar 1997 tiltrådt operatørens anbefaling.

2.4 Geofaglig og reservoarteknisk vurdering

Jotun er en oljeakkumulasjon i Heimdalformasjonen som omfatter tre funn i hver sin struktur. Disse funnene ble gjort i 1994 og 1995 og var tidligere kjent under navnene Elli, Elli sør og Tau vest. Figur 2.2 viser strukturene og grensene for utvinningstillatelsene i området.

Kilde: (Kilde: Esso)

Graden av kommunikasjon i oljesonen mellom strukturene er uviss. Det ble utført 3-D-seismikk i 1994 og Esso har utført et omfattende tolkningsarbeid av god kvalitet.

Det største problemet ved avgrensningen av Jotun er i den østlige delen, Tau vest. Videre representerer tolkningen av Elli-strukturen en usikkerhet i kartfremstillingen. Denne usikkerheten er av særlig betydning for å fastslå fordelingen av ressurser mellom de to utvinningstillatelsene. På dette området er det også uenighet mellom operatørene for de to tilatelsene. Conoco som operatør for utvinningstillatelse 103 har en tolkning som tilsier at det er større mengder tilstedeværende ressurser i denne delen av feltet enn den tolkningen Esso legger til grunn. Samordningsavtalen tar imidlertid høyde for at rettighetshaverne på et senere tidspunkt kan omfordele ressursandelene mellom de to utvinningstillatelsene når man har produksjonserfaring fra feltet og bedre grunnlag for slike vurderinger.

Oljedirektoratet mener at begge tolkningene er realistiske og har bedt Esso redegjøre for hvordan usikkerheten i dette området kan reduseres. Esso har svart at de vil evaluere de seismiske dataene videre og vil vurdere å forlenge en produksjonsbrønn i området dersom resultatene tilsier dette. Oljedirektoratet er tilfreds med dette og vil følge opp problemstillingen videre i prosjektet.

Utvinningsstrategien for Jotun er basert på at trykket i reservoaret skal opprettholdes ved hjelp av vanninjeksjon. Produksjonsbrønnene skal bores horisontale nær toppen av reservoaret. Vanninjeksjonen vil foregå i vertikale brønner på flankene av reservoarene. Totalt er det planlagt 11 produksjonsbrønner for olje, 6 brønner for vanninjeksjon og 2 brønner for produksjon av injeksjonsvann fra Utsiraformasjonen. Produsert vann fra oljeprosesseringen vil også bli reinjisert som trykkstøtte. Reinjeksjon av produsert gass er vurdert, men funnet å være en dårlig løsning for dette reservoaret.

Den totale mengden tilstedeværende olje i Jotun er av Esso beregnet til 57,9 mill Sm³ i et basistilfelle. Utvinnbare reserver er beregnet til 30,7 mill Sm³ olje og 0,85 mrd Sm³ gass. Dette gir en utvinningsgrad for oljen på 53,4 prosent, som er over gjennomsnittet på norsk sokkel i dag. Det er imidlertid variasjon mellom de ulike strukturene der Elli har den høyeste utvinningsgraden (59,5 %) og Tau vest den laveste (43 %).

2.5 Utbyggingsløsning

Rettighetshaverne har valgt en utbyggingsløsning bestående av en brønnhodeplattform knyttet opp mot et produksjons- og lagerskip. Brønnhodeplattformen skal ha fullt boreutstyr og tilhørende støttesystemer for boring samt boligkvarter. All prosessering og kraftgenerering i produksjonsfasen vil foregå på produksjonsskipet. Oljen skal ferdigprosesseres på produksjonsskipet før den lagres og transporteres fra feltet med skytteltankere. Gass skal etter planen prosesseres til salgsspesifikasjon og eksporteres via Statpipe-rørledningen. Kraftbehovet for brønnhodeplattformen i borefasen skal enten dekkes via en kabel fra produksjonsskipet eller med egne dieselaggregater. Produksjons- og lagerskipet vil ha dobbelt skrog og bunn.

Boring av brønnene som er inkludert i utbyggingsplanen er forventet å ta tre år. Plattformen vil etter denne perioden avbemannes, men det vil fortsatt være bemanning på plattformen i korte perioder i forbindelse med brønnvedlikehold og vedlikehold av selve plattformen.

Prosessanlegget vil relativt raskt få ledig kapasitet for oljebehandling. Den totale væskebehandlingskapasiteten kan begrense muligheten for innfasing av nye oljefunn i en periode, men fleksibilitet kan sikres gjennom aktiv brønnstyring og tiltak for å begrense vannproduksjonen.

Kilde: (Kilde: Esso)

Brønnhodeplattformen vil ha 5 ledige brønnslisser og produksjonsskipet vil ha 4 ekstra slisser i dreieskiven som kan benyttes ved eventuelle fremtidige tilknytninger.

Både olje og gass skal måles før eksport fra feltet.

Oljedirektoratet støtter den valgte utbyggingsløsningen for Jotun og mener at løsningen innehar tilstrekkelig fleksibilitet til å ivareta usikkerhet og eventuelle fremtidige innfasinger av andre funn i området.

2.6 Produksjonsplaner

Utvinnbare reserver på Jotun er beregnet til 30,7 mill Sm³ olje og 0,85 mrd Sm³ gass. Planlagt produksjonsprofil for Jotun er vist i figur 2.4. Oljeproduksjonen er forventet å være på sitt høyeste nivå i årene 2000-2002 og vil da utgjøre 80 000 fat/dag. Gassproduksjonen er på sitt høyeste i år 2001 med 0,33 mrd Sm³, tilsvarende om lag 6 000 fat oljeekvivalenter per dag. Den assosierte gassen er foreslått transportert i Statpipe-rørledningen og avsatt under en kommersiell avtale med Trollfeltet. Planlagt produksjonsprofil for Jotun er vist i figur 2.4.

I forbindelse med eksport gjennom Statpipe-rørledningen kan det bli aktuelt med inngåelse av en avtale mellom rettighetshaverne i Jotunfeltet og rettighetshaverne i Statpipe eller rettighetshaverne for andre mulige tilkoblingspunkter om en tilknytning der rettighetshaverne i Jotun belastes for investeringene for utstyret ved tilkoblingspunktet, mens utstyret ved driftsstart overføres vederlagsfritt til den andre avtaleparten, som samtidig overtar ansvaret for drift og vedlikehold. En slik eventuell avtale vil bli forelagt departementet for godkjennelse.

2.7 Kostnader

Totale investeringskostnader for Jotun er anslått til 5,9 mrd kroner. Kostnadene fordeler seg på følgende hovedelementer:

Investeringsprofilen for Jotun er vist i figur 2.5. Investeringene er sammenholdt med gjeldende prognoser for totale investeringer i oljevirksomheten på norsk sokkel. Investeringene for Jotun er på sitt høyeste nivå i 1998 og utgjør da om lag 6 prosent av de totale investeringene på norsk sokkel.

Driftskostnadene, inkludert CO₂-avgift, er anslått til å variere mellom et maksimum på om lag 370 mill kroner per år i 2005 og et minimum på om lag 200 mill kroner per år i 2015.

Oljedirektoratet mener at kostnadsanslaget for produksjonsskipet er noe optimistisk, men ikke urealistisk. Det pekes også på at erfaringer fra både britisk og norsk sokkel har vist at det er stor usikkerhet knyttet til endelig ferdigstillelse av produksjonsskipene. I flere prosjekter har dette ført til forsinkelser.

Oljedirektoratet vurderer videre kostnadsanslaget for brønnhodeplattformen som realistisk. Som en følge av at plattformen utstyres med en egen borerigg, reduseres både selve borekostnadene og usikkerheten i disse. Usikkerheten i borekostnadene vil dermed i hovedsak være knyttet til brønnbehov.

Oljedirektoratet viser til at man har begrenset erfaring med drift av produksjonsskip på norsk sokkel. Det er derfor vanskelig å vurdere operatørens anslag for driftskostnader. Anslaget vurderes imidlertid som realistisk.

2.8 Fremdriftsplan

Produksjonen fra Jotun er planlagt å starte opp i 2. kvartal i 1999. Gjennomføringen av utbyggingsprosjektet er planlagt å ta om lag 29 mnd fra innlevering av planen frem til produksjonsstart.

Prosjektering og fabrikasjon av plattform og produksjonsskip er planlagt å starte i 1997. Tidsplanen forutsetter at prosjektet godkjennes av Stortinget før sommeren 1997. Den skisserte tidsplanen er spesielt viktig å holde pga at de oppdrag Jotun-utbyggingen innebærer for leverandørindustrien er nøye tilpasset de aktuelle leverandørers arbeidssituasjon. En eventuell forskyvning av prosjektet vil medføre ledighet hos leverandørene i den perioden Jotun-oppdragene nå er planlagt å komme, samtidig som disse arbeidene vanskelig kan fases inn på et senere tidspunkt. Et senere tidspunkt for godkjennelse vil derfor føre til en utsettelse av fabrikasjonsaktiviteter og produksjonsstart og kan medføre at hele utbyggingskonseptet må revurderes. Figur 2.6 viser operatørens fremdriftsplan for prosjektet.

Departementet og Oljedirektoratetmener at operatørens fremdriftsplaner for prosjektet er realistiske mhp gjennomføringstid. Departementet er opptatt av at tidsplanen for nye utbygginger er tilpasset aktivitetsnivået i leverandørindustrien slik at uheldige presstendenser i denne industrien kan unngås. Dette hensynet er etter departementets vurdering ivaretatt for utbyggingen av Jotun.

2.9 Kontraktsstrategi og gjennomføring

Esso gikk ut med forespørsler om totalleveranser for hhv produksjonsskip og brønnhodeplattform. Kontraktene vil ha et såkalt EPCIC-format, det vil si at kontraktørene vil få ansvar for engineering, innkjøp, fabrikasjon, installasjon og ferdigstillelse. Kontrakten for produksjonsskipet og brønnhodeplattformen vil formelt tildeles i juni 1997, forutsatt at godkjennelse av utbyggingsplanen foreligger på dette tidspunktet.

Begge utbyggingsløsningene skal bygges etter industriens egne konseptløsninger, men er basert på Essos designbasis og funksjonelle krav.

Esso inngikk 17. mars 1997 en intensjonsavtale med Kværner om prosjektering, innkjøp, fabrikasjon og installasjon av produksjonsskipet på Jotun. Skroget vil fabrikeres ved Kværner Masa Yards i Finland, dekksanlegget ved Kværner Rosenberg i Stavanger. Dreieskiven og forankringssystemet vil også bli bygget ved Kværner Rosenberg. De øvrige leveransene er nå ute på anbud eller vil bli satt ut i nær fremtid. Den totale kontraktsverdien for leveransen av produksjonsskipet er ifølge Esso omlag 2 mrd. kroner.

Likeledes inngikk Esso samme dag en intensjonsavtale med Heerema Tønsberg for leveranse av en brønnhodeplattform, ferdig installert på feltet. Prosjektering av dekksanlegget vil bli utført av ABB Offshore Technology, Billingstad, og bygget ved Heeremas verksted i Tønsberg. Stålunderstellet vil fabrikeres ved Aker Verdal og boreutstyret vil bli levert av Bentec Norge. Den totale kontraktsverdien for brønnhodeplattformen er ifølge Esso estimert til 1,6 mrd kroner.

I den første fasen frem til en eventuell godkjennelse av utbyggingsplanen foreligger, vil det kun bli utført prosjekterings- og andre forberedelsesarbeider. Dette gjelder både for produksjonsskipet og brønnhodeplattformen. Departementet presiserer at avtalene er inngått innenfor rammen av petroleumsloven § 23 tredje ledd. Avtalene inneholder kanselleringsklausuler og er inngått med forbehold om myndighetenes godkjennelse av plan for utbygging og drift.

2.10 Disponering av innretningene

I følge de nåværende planene vil produksjonen på Jotun vare frem til 2015. I beregningene av fjerningskostnader har operatøren lagt følgende forutsetninger til grunn: Nedstengning vil bli utført i henhold til lovmessige krav. Produksjons- og lagerskipet vil bli fjernet fra feltet ved nedstengning. Dette inkluderer også alle stigerør og pæler med kjettinger/kabler. Det antas at brønnhodeplattformen vil bli fraktet til land og enten solgt for gjenbruk eller resirkulert. Det antas videre at produksjons- og lagerskipet vil være av interesse for bruk på andre felt. Alle brønner vil bli plugget igjen og etterlatt i henhold til gjeldende regler. Fjerningskostnadene er anslått til om lag 540 mill 1997-kroner.

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

2.11 Lønnsomhetsberegninger

Både operatørens og departementets lønnsomhetsberegninger presenteres.

2.11.1 Operatørens lønnsomhetsberegninger

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

Nåverdiberegningene er gjort med kalkulasjonsrente på både 7 % og 10 %. Videre er det beregnet internrente for prosjektet og en balansepris ved en kalkulasjonsrente på 7 %. Operatørens anslag for kostnader ved disponering av innretningene er lagt inn i beregningene.

2.11.2 Departementets lønnsomhetsberegninger

Departementet har utført lønnsomhetsberegninger med egne forutsetninger om prisbaner; en oljepris på 115 kroner (1997-verdi) per fat i hele produksjonsperioden. Operatørens anslag for kostnader og produksjon er lagt til grunn. CO₂-avgiften er inkludert som kostnad. Det er også utført beregninger for 20 % lavere oljepris og 20 % høyere kostnader (investeringer og driftskostnader).

Departementet mener at utbygging av Jotun er et prosjekt med god samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Prosjektet er rimelig robust overfor lav oljepris og økte kostnader.

2.12 Sikkerhet og arbeidsmiljø

Kommunal- og arbeidsdepartementet har innhentet uttalelse fra Oljedirektoratet vedrørende de arbeidsmiljø- og sikkerhetsmessige sider ved utbyggingen. Kommunal- og arbeidsdepartementet slutter seg til Oljedirektoratets vurderinger og mener utbygging og drift av Jotun kan gjennomføres innenfor sikkerhets- og arbeidsmiljømessig akseptable rammer gitt i lover og forskrifter.

2.13 Lokalisering av drifts- og baseenhet

Esso vil være ansvarlig for drift av installasjonen på feltet. Dette innebærer operasjonell og teknisk ledelse, beredskapsledelse og støttefunksjoner for å opprettholde full innsikt og kontroll med at operasjonene utføres på en tilfredsstillende måte både sikkerhetsmessig og økonomisk. Driftsorganisasjonen for Jotun vil holde til i Essos kontorer på Forus. Man vil søke å oppnå synergier ved integrasjon/samarbeid med driftsorganisasjonen for Balder. Esso vil benytte basen i Dusavik ved Stavanger som forsyningsbase for Jotun.

2.14 Vurdering av utbygging av Jotun med tilknytning til Heimdal

2.14.1 Videre bruk av Heimdalplattformen

I henhold til dagens planer vil produksjonen på Heimdalfeltet avsluttes i 1999. Det er foretatt undersøkelser som viser at produksjonsinnretningen kan være egnet for videre bruk etter at Heimdalfeltets egen produksjon er avsluttet. Plattformen, som ble tatt i bruk i 1985, er i god teknisk stand, og vil kunne drives rasjonelt og oppfylle alle krav til sikkerhet i flere år fremover.

Både Norsk Hydro, som nylig har inngått en intensjonsavtale om å overta som operatør, og den nåværende operatøren Elf Petroleum, arbeider med sikte på å forlenge driften av gassplattformen på Heimdal utover det som er planlagt i dag. Det er påvist flere olje- og gassfunn i nærheten av Heimdalfeltet, som enten har vært vurdert eller er under vurdering for tilknytning til Heimdalplattformen. Ved siden av allerede påviste funn, letes det også etter nye kommersielle funn i området. Det blir også vurdert å benytte Heimdalplattformen som knutepunkt for transport av annen gass. Heimdal kan blant annet være aktuell ved ny eksport av gass til Storbritannia.

Myndighetene vil vurdere videre bruk av Heimdal i forbindelse med behandling av etablering av nye transportrørledninger og feltutbygginger i området. Den samfunnsøkonomiske lønnsomheten sammenlignet med bruk av andre innretninger eller andre utbyggingsløsninger vil være avgjørende for hvorvidt driften av Heimdalplattformen bør videreføres.

2.14.2 Utbygging av Jotun i tilknytning til Heimdal

Esso utførte i november og desember 1995 en grovstudie av 30 til 40 utbyggingskonsepter. Etter en nærmere vurdering av 14 av disse konseptene ble det valgt å gå videre i prosessen med to konsepter. Det ene konseptet er beskrevet i teksten foran, mens det andre alternativet var en utbygging av Jotun med innfasing til Heimdalplattformen. Operatøren har i løpet av prosessen mottatt to tilbud fra Elf på vegne av rettighetshaverne i Heimdal med tanke på en samordnet utbygging av Jotun med videre drift av Heimdalplattformen. Aktuell utbyggingsløsning er i så fall en brønnhodeplattform på Jotun som overfører delvis prosessert olje til en ny betongplattform ved Heimdal for ferdigprosessering av oljen.

Betongplattformen er forutsatt broforbundet med den eksisterende Heimdalplattformen slik at boligkvarter og hjelpesystemer på denne kan benyttes. Videre innebærer tilbudet at gass fra Jotun skal ferdigprosesseres på Heimdal for eksport via Statpipe-systemet, og at oljen bøyelastes fra Heimdal. Investeringene ved laveste tilbud fra rettighetshaverne i Heimdal er på 6 279 mill kroner. Dette beløpet er oppjustert noe av Esso for å inkludere uforutsette kostnader slik at de blir sammenlignbare med tallene for selvstendig utbygging. Ved en samordnet utbygging vil kostnadene for brønnhodeplattformen øke noe sammenlignet med en selvstendig utbygging, hovedsakelig på grunn av lengre avstand til prosesseringsanlegget og nødvendig delvis prosessering på brønnhodeplattformen.

Ved en samordnet utbygging vil driftskostnadene være betydelig høyere enn ved en selvstendig utbygging. Prosesseringsanlegget for gass på Heimdalplattformen er tilpasset en langt høyere gassproduksjon enn det Jotun vil produsere slik at driftskostnadene knyttet til prosessering av gass vil være høyere ved samordning enn ved selvstendig løsning. Videre vil muligheten til å redusere driftskostnadene på Heimdal være begrenset, noe som kan føre til redusert oljeutvinning fra Jotunfeltet.

Disponeringskostnadene vil også øke ved en samordnet utbygging som følge av at det må bygges en ny betongplattform for oljeprosessering.

Oljedirektoratet har utført lønnsomhetsanalyser av de alternative utbyggingsløsningene som viser at for rettighetshaverne på Jotun vil en utbygging tilknyttet Heimdal gi en redusert nåverdi før skatt på om lag 1 mrd kroner ved en diskonteringssats på 7 %. En utnyttelse av Heimdal vil kunne gi en samfunnsøkonomisk gevinst som følge av forlenget produksjon og av at disponering av Heimdalplattformen kan bli utsatt. Imidlertid viser beregningene at selv ved en sammenligning med fjerning av Heimdalplattformen allerede i 1999 vil en selvstendig utbyggingsløsning gi en nåverdi før skatt som er 180 millioner høyere. Denne forskjellen er imidlertid basert på tidspunktet før man valgte utbyggingsløsning høsten 1996. Dersom man nå skulle endre løsningen, vil konsekvensen bli at mye av arbeidet som er gjort må gjøres på nytt og hele prosjektet vil bli forsinket. Dette innebærer at forskjellen i nåverdi i dag er betydelig høyere enn 180 mill kroner. I tillegg vil Oljedirektoratet understreke at erfaringer fra tidligere ombygginger på eksisterende innretninger viser at det er store usikkerheter knyttet til kostnadene ved en ombygging.

Departementet vil på bakgrunn av ovennevnte ikke anbefale at Jotun bygges ut med tilknytning til Heimdal-plattformen.

Departementet er opptatt av at eksisterende infrastruktur på kontinentalsokkelen skal utnyttes på en samfunnsøkonomisk optimal måte i forhold til nye utbygginger i samsvar med god ressursforvaltning. Dette er en problemstilling som vil få større oppmerksomhet i tiden fremover når flere av de største feltene kommer over i en avtrappingsfase og vil ha ledig kapasitet for innfasing av andre felt. Regjeringen vil i en stortingsmelding om petroleumsvirksomheten i 1998 beskrive denne problemstillingen nærmere og gå inn på hvilke følger dette kan få for petroleumsvirksomheten i Norge.

3 Konsekvensutredningen

3.1 Innledning

I henhold til forskrift til lov om petroleumsvirksomhet § 15, har operatøren utarbeidet en konsekvensutredning. Konsekvensutredningen er et vedlegg til plan for utbygging og drift.

Utredningen gir en oversikt over fordeler og ulemper en gjennomføring av utbygging 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 omfatter mer spesifikt regionale og samfunnsøkonomiske konsekvenser for det marine miljø og kystområdene. Utredningen angir til slutt rettighetshavernes forslag til avbøtende tiltak.

Konsekvensutredningen har vært sendt på offentlig høring til berørte parter, herunder departementer, fylkeskommuner, kommuner samt nærings- og miljøorganisasjoner.

Høringsuttalelsene er formidlet til operatøren. Oppfølging vil skje i henhold til gjeldende lover og forskrifter. I det følgende gis et sammendrag av miljø- og fiskerimessige konsekvenser av utbyggingen samt kommentarer fra høringsinstansene.

3.2 Miljø- og fiskerimessige forhold

3.2.1 Konsekvenser for utslipp til luft

På Jotun skal gass komprimeres for eksport og gassløft. I tillegg vil det være energiforbruk knyttet til prosessering, oljepumper, vanninjeksjon og generell drift av innretningen. Energiproduksjonen på innretningen er basert på to kombinerte gass/væske-turbiner, hver på 22 MW.

Samlede CO₂-utslipp fra innretningen er av operatøren beregnet til 0,24 mill tonn årlig på toppnivå, noe som vil utgjøre om lag 2 % av CO₂-utslippene fra norsk petroleumsvirksomhet i henhold til gjeldende prognoser. I driftsperioden vil utslipp av CO₂ som en følge av kraftproduksjon medføre 84 % av de totale CO₂-utslippene fra Jotun.

I forbindelse med Stortingets behandling av St meld nr 41 (1994-95), jfr Inns S nr 114 (1995-96), ble det fattet vedtak om at det ved alle nye feltutbygginger skal legges frem en oversikt over energimengden og kostnadene ved å elektrifisere installasjoner fremfor å benytte gassturbiner. Forsyning av elektrisk kraft fra land er teoretisk mulig, men er av operatøren beregnet å medføre økte investeringer på minst 850 mill kroner. Imidlertid finnes det i dag ikke kvalifiserte løsninger for å forsyne et produksjonsskip av denne typen med kraftmengder av denne størrelsen, og industrien har heller ikke vurdert slike løsninger teknisk eller sikkerhetsmessig. Det konkluderes derfor med at elektrisk krafttilførsel fra land ikke er gjennomførbart for Jotun. Departementet er enig i denne vurderingen.

I forbindelse med Stortingets behandling av St meld nr 41 (1994-95), jfr Inns S nr 114 (1995-96), ble det fattet vedtak om at det ved alle nye feltutbygginger skal legges frem en vurdering av kostnadene ved å reinjisere CO₂ fra produsert gass, fra plattformer og fra turbiner. Operatøren har vurdert separasjon og injeksjon av CO₂ fra avgassen til turbinene. Konklusjonen er at investeringene ved tiltaket ville blitt på 1 030 mill kroner, mens redusert CO₂-avgift ville gitt en netto besparelse på 7 mill kroner per år etter at utgifter til vedlikehold og drift av de nye anleggene samt tapte inntekter ved redusert gassalg som følge av gassforbruk til injeksjonsformål var tatt hensyn til. Den teknologi som finnes for oppsamling av CO₂ fra avgass har kun vært brukt på fastlandet. På grunn av areal- og vektbegrensninger vil videreutvikling av den eksisterende teknologi være nødvendig for en eventuell implementering på innretninger til havs. Dette arbeidet vil ta tid og det er i dag uvisst om man vil lykkes i å finne løsninger som gjør at teknologien blir kvalifisert for bruk offshore. Den skisserte løsningen vil redusere CO₂-utslippene med 0,16 mill tonn årlig på toppnivå. Kostnadsberegningene er imidlertid basert på at beslutning om injeksjon ble fattet før man valgte utbyggingsløsning høsten 1996. Dersom man nå skulle implementere en slik løsning, vil konsekvensen bli at mye av konsept- og designarbeidet som er gjort, må gjøres på nytt og hele prosjektet vil bli forsinket i minst ett år. Vekten av dekksutstyret på produksjonsskipet vil øke med om lag 40 %, noe som krever at skroget må designes på nytt. Intensjonsavtalen om bygging av produksjonsskipet som er inngått med Kværner (jfr kap 2.9), bygger på at gjeldende tidsplan (jfr kap 2.8) skal følges. En forskyvning av denne vil føre til kapasitetsproblemer hos Kværner slik at produksjonsskipet sannsynligvis må ut på nytt anbud. I sum medfører disse elementene at den totale økningen i kostnader vil være på om lag 1,6 mrd kroner. Lønnsomheten for prosjektet svekkes betydelig, anslagsvis med om lag 2 mrd kroner i nåverdi før skatt (7 % diskonteringssats) og rettighetshaverne vil ved et pålegg om separasjon og injeksjon av CO₂ måtte vurdere å skrinlegge prosjektet. Departementet deler operatørens vurdering og ønsker derfor ikke å pålegge gjennomføring av dette tiltaket. Departementet forventer imidlertid at Esso aktivt følger med og bidrar i teknologiutviklingen mht reduksjon av CO₂-utslipp og vurderer implementering av ny teknologi som er bedre tilpasset til offshore bruk når den er tilgjengelig. Dette omfatter også forbedrede løsninger for forsyning av offshoreinstallasjoner med elektrisk kraft og separering og deponering av CO₂.

Varmebehovet på innretningene vil dekkes ved gjenvinning av varme fra eksosgassen til turbinene.

3.2.2 Konsekvenser for fiskeri og utslipp til vann

Både produsert vann og oljebasert borevæske skal reinjiseres. Videre vil vannbasert boreslam benyttes der det er mulig. Utslipp av produsert vann vil kun forekomme ved uforutsett driftsstans og vedlikehold av utstyr. Dersom vanninjeksjonssystemet må stenges ned, vil det produserte vannet renses iht myndighetskrav før det slippes ut i sjøen.

Jotun skal bygges ut på 126 meters vanndyp med en plattform og et produksjons- og lagerskip. Sikkerhetssoner på 500 meter, evt. begrensninger i fiske og skipsfart, kan etableres rundt installasjoner og over og rundt undersjøiske innretninger. I henhold til folkeretten vil det ikke være anledning til å opprette sikkerhetssoner rundt undersjøiske rørledninger. En konkret søknad fra Esso vil bli vurdert iht forskrift av 9. oktober 1987 om sikkerhetssoner m.v.

3.2.3 Avbøtende tiltak

I den videre planlegging og utbygging av Jotunfeltet vil Esso vurdere løsninger som er miljømessig fordelaktige og teknisk/økonomisk tilfredsstillende. Følgende tiltak er aktuelle for å redusere negative konsekvenser av prosjektet:

• Ved boring av brønnene på Jotunfeltet vil det bli benyttet vannbasert borevæske der det er mulig. Der det av tekniske årsaker er nødvendig å bruke oljebasert eller pseudooljebasert borevæske, planlegges det å samle opp denne for reinjeksjon i formasjonen. Hvis det ikke er mulig å reinjisere borekaksen, vil denne bli samlet opp og transportert til godkjent deponi på land eller til en annen plattform i nærheten for injeksjon. Den type borevæske som har minst negative konsekvenser for miljøet vil bli valgt.

• Lasting av råolje resulterer i utslipp av flyktige organiske forbindelser (VOC). Det foregår en utvikling av utstyr og prosedyrer med sikte på å redusere utslipp fra oljelasting. Anvendelse av slike løsninger vil bli tatt i bruk når det er miljømessig fordelaktig samt teknisk og kostnadsmessig akseptabelt.

• For fiskeriene er det av stor betydning at det kan fiskes i området etter endt produksjon. Det legges derfor opp til at området ryddes og gjøres trålbart. Fjerning og opprydning av området vil bli behandlet i avslutningsplanene.

• Turbinene som skal benyttes planlegges for installasjon av lav-NO_x -brennere. Disse vil kunne bli installert når teknologien er tilgjengelig for installasjon på turbiner med kombinert væske- og brenngassystem. Slik teknologi forventes å bli introdusert i markedet rundt år 2000.

• Det vil bli rapportert årlig til Statens forurensningstilsyn (SFT) om utslipp til luft og sjø samt generert avfall. Rapporteringen vil foregå i samsvar med SFTs retningslinjer.

• Det vil bli utarbeidet et program for miljøovervåkning av virksomheten. Dette planlegges integrert med miljøovervåkning av andre felt i området.

3.3 Samfunnsmessige konsekvenser

Esso har anslått hvor stor andel norske leveranser vil utgjøre av totalleveransen samt hvilke sysselsettingsvirkninger prosjektet vil gi i Norge både under utbyggingsperioden og ved normal drift. Ved beregning av sysselsettingsvirkninger har Esso benyttet en modell som skiller mellom direkte produksjonsvirkninger, indirekte produksjonsvirkninger og konsumvirkninger. De direkte produksjonsvirkningene henspeiler på sysselsettingsvirkninger hos hovedkontraktørene for installasjonene. De indirekte produksjonsvirkningene er estimert ut fra forventede sysselsettingsvirkninger hos underleverandører, mens konsumvirkningene fremkommer ved at produksjonsvirkningene gir økte lønnsutbetalinger og dermed økt konsum. Samtlige tall er estimert med utgangspunkt i erfaringsbaserte forholdstall innen ulike bransjer.

Esso anslår at norsk andel av de totale investeringene vil utgjøre 65 %, dvs om lag 3,8 mrd kroner. Dette blir anslått å utgjøre 9 600 årsverk totalt, fordelt på 5 200 årsverk i direkte produksjonsvirkninger, 1 900 årsverk i indirekte årsverk og 2 500 årsverk i konsumvirkninger.

Sysselsettingsvirkningene i driftsfasen er beregnet til å utgjøre 8 900 årsverk for hele driftsperioden frem til 2015. Operatørselskapets bemanning forventes å utgjøre om lag 125-130 personer. Av disse vil 111 personer dele på 37 posisjoner på installasjonene. De samlede årlige totale sysselsettingsvirkningene i driftsfasen er beregnet til om lag 500-600 årsverk. Det antas at 50-70 prosent vil være regional andel, noe som medfører 275-430 arbeidsplasser i Rogaland fylke.

3.4 Høringsuttalelser

De viktigste problemstillingene som ble reist av høringsinstansene er gjengitt under. Olje- og energidepartementet har formidlet høringsuttalelsene til operatøren Esso. Operatørens respons på enkelte av uttalelsene er også gjengitt.

Miljøverndepartementet ber om at Esso presenterer en samlet fremstilling om bruk og utslipp av borevæsker- og kaks for Jotun.

Olje- og energidepartementet har formidlet ønsket til Esso som svarer at man vil benytte vannbasert borevæske så langt som mulig, og understreker at man planlegger å injisere pseudo-olje/oljebasert borevæske og forurenset kaks. Borevæsken vil så langt som praktisk mulig bli gjenbrukt. Vannbasert borevæske som ikke lar seg bruke på ny, samt borekaks fra den delen av brønnen hvor det er benyttet vannbasert borevæske, vil bli sluppet til sjø. Oljebasert eller pseudo-oljebasert borevæske vil bli benyttet i hullseksjoner med høy vinkel. Ved boring med olje-/pseudo-olje vil borekaks bli malt og injisert i formasjonen ca 1000 m under sjøbunnen gjennom en eller flere brønner. Dersom det ikke er mulig å injisere forurenset kaks til formasjonen, vil denne bli samlet opp og transportert til godkjent deponi i land, eller til en annen plattform i nærheten for injeksjon.

Miljøverndepartementet ber videre Esso eksplisitt beskrive hvilke aktiviteter selskapet er engasjert i eller planlegger å involvere seg i, knyttet til mulige langtidsvirkninger av utslipp av produsert vann i sjøen.

Esso svarer at på Jotunfeltet vil produsert vann bli reinjisert, slik at man ved normal drift ikke vil slippe produsert vann til sjø. Gjennom design av anlegget og operasjonelle rutiner vil Esso holde en høy driftsregularitet på anlegget slik at utslippene blir så lave som mulig. Dette gjør at utslipp til sjø i utgangspunktet blir langt lavere på Jotunfeltet enn på de fleste andre tilsvarende felt. Den samme filosofi ble valgt på Balder-feltet. Esso deltar også i oljeindustriens arbeide med problemstillinger rundt utslipp av produsert vann bl a gjennom Oljeindustriens landsforening og det internasjonale E&P Forum. Esso vil forholde seg til SFTs gjeldende retningslinjer for miljøovervåkning på Jotunfeltet, der det er lagt opp til økt fokusering på overvåkning av vannsøylen.

Miljøverndepartementet ber også om at utredninger knyttet til utslipp fra rørledninger igangsettes slik at forholdene er klarlagt i søknad om utslippstillatelse.

Esso planlegger ingen utslipp av rørledningskjemikalier i perioden 15. mai til 15. august. Utredninger knyttet til rørledningsutslipp vil bli utført i forbindelse med design av rørledningen og utslippssøknaden.

Miljøverndepartementet ber til slutt om en tilbakemelding fra Esso om VOC-tiltak, herunder effekten av disse både ved utslipp fra lasting til produksjonsskip og i forbindelse med lasting til tankskip.

Esso svarer at etter at konsekvensutredningen var ferdig, har Jotunprosjektet i samarbeid med Balderprosjektet utført en studie av teknologier og tiltak for reduksjon av VOC-utslipp. Studien dekker både operasjonelle og tekniske tiltak for å redusere dannelsen av VOC samt tiltak for å gjenvinne VOC. Etter at studien var avsluttet har Esso valgt leverandør av produksjonsskipet som dermed også vil stå for utforming av lastetankene. Esso er derfor i ferd med å starte en ny studie for mer nøyaktig å modellere utslippene fra Jotun med feltspesifikk oljekomposisjon og lagertanker. Jotunprosjektet har videre startet gjennomgangen av de foreslåtte tiltakene for å se hvilke tiltak man vil implementere i design av produksjonsskipet. Konklusjonen på dette arbeidet vil bli trukket etter at VOC-utslippene er blitt modellert mer nøyaktig.

Fiskeridepartementetser det som fordelaktig at utbyggingsalternativet med brønnhodeplattform og produksjonsskip ble valgt. Dette er begrunnet ut fra et ønske om at arealbeslaget blir konsentrert til ett område og fordi det gjør fjerning etter bruk enklere. Fiskeridepartementet er imidlertid på et generelt grunnlag bekymret for hvordan fisk og dyreplankton rundt petroleumsinstallasjoner påvirkes av utslipp av oljekomponenter og organiske komponenter til sjøen. Oljeindustriens landsforening har sammen med Havforskningsinstituttet planer om et prosjekt for å undersøke hvordan fisk påvirkes av utslipp av organiske komponenter og kjemikalier. Fiskeridepartementet mener at en føre-var-tilnærming tilsier at det allerede nå bør settes i verk nødvendige tiltak for å bringe mengdene av slike utslipp ytterligere ned.

Oljedirektoratet forventer at Esso følger med i utviklingen av ny teknologi for reduksjon av CO₂-utslipp og løpende vurderer muligheter for utslippsreduserende tiltak. Videre forventer Oljedirektoratet at operatøren følger opp sine uttalte målsetninger i forbindelse med prosjektering av innretningen om å vurdere installasjon av et lukket system for fakling for å redusere utslipp av karbondioksid og nitrogenoksider. Oljedirektoratet mener også at det ved prosjektering av innretningen bør legges til rette for teknologi for gjenvinning av VOC. Slik teknologi forventes å være tilgjengelig i løpet av få år. Olje- og energidepartementet er enige i Oljedirektoratets vurderinger og deler også de uttalte forventningene.

Kommunal- og arbeidsdepartementetønsker å påpeke at de forutsetter at Esso primært selv, som operatør, iverksetter eventuelle nødvendige beskyttelsestiltak i forbindelse med plassering av undervannsinnretninger og legging av rør.

4 Budsjettmessige konsekvenser

4.1 Utbygging og drift av Jotun

Som følge av beslutning om utbygging og drift av Jotun, foreslås følgende endringer av statsbudsjettet for 1997:

Kap 2440, post 30 Investeringer, foreslås økt med 60 mill kroner.

Kap 2440, post 31 Utgifter, prosjekter under vurdering, foreslås redusert med 60 mill kroner som tilsvarer utgiftsøkningen for SDØE i 1997 som følge av forslagene i denne proposisjon.

Som følge av at bevilgningsendringen foreslås dekket ved omposteringer innenfor budsjettpostene for SDØE, vil forslagene ikke påvirke statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten.

De budsjettmessige endringer i denne proposisjonen er gjort i forhold til gjeldende bevilgning, jf St prp nr 38 1996-97, Godkjennelse av ny plan for utbygging og drift av oljen i Troll vest gassprovins, samt forslagene i St prp nr 53, Utbygging og drift av petroleumsforekomster i Oseberg Sør, og St prp om omprioriteringer og tilleggsbevilgninger på statsbudsjettet for 1997.