2 Utbygging og drift av Statfjord seinfase

2.1 Samandrag

Olje- og energidepartementet legg med dette fram ein proposisjon med tilråding om at Stor­tinget samtykkjer i at Kongen kan godkjenne endra plan for utbygging og drift (PUD) av Statfjordfeltet, heretter omtala som Statfjord seinfase-prosjektet. Statoil ASA søkte 25. februar 2005 departementet om godkjenning av endra plan for utbygging og drift av Statfjord på vegner av rettshavarane i Statfjord Unit.

Statfjord, som vart bygt ut i perioden 1976 til 1985, er det største oljefeltet i Nordsjøen. ­Statfjordfeltet er bygt ut med tre produksjonsinnretningar, Statfjord A (SFA), Statfjord B (SFB) og Statfjord C (SFC). Feltet er lokalisert i Nordsjøen, om lag 220 kilometer nordvest for Bergen, og ligg på avgrensingslina for kontinentalsokkelen ­mellom Noreg og Storbritannia. Utnytting og ­transport av petroleum frå Statfjordfeltet er regulert av Statfjordtraktaten. Norske og britiske ­styresmakter forhandla fram og skreiv under overeinskomsten før produksjonen tok til i 1979.

I tillegg til Statoil ASA, som er operatør for Statfjord, er ExxonMobil Exploration and ­Production Norway AS, Norske ConocoPhillips AS, A/S Norske Shell og Enterprise Oil Norge AS 1 rettshavarar i den norske delen av feltet. ­ConocoPhillips (UK) Ltd., BP Petroleum Development Ltd. og Centrica Resources Ltd. er retts­havarar på britisk side.

Statfjord seinfase-prosjektet inneber at produksjonen frå feltet skal leggjast om frå olje til gass gjennom trykkavlasting i reservoara. Denne endringa i utvinningsstrategi frå trykkvedlikehald til trykkavlasting krev omfattande modifikasjonar og ombygging av plattformene. Gass- og vass­injeksjonen skal etter planen stanse i 2007. Installasjonane SFB og SFC skal vere klare for lågtrykksproduksjon frå slutten av 2009, medan SFA skal opererast som i dag, med både høgtrykks- og lågtrykksproduksjon. Boring av nye brønnar skal ta til i januar 2006 og vil halde fram til 2011. Det skal borast frå alle dei tre plattformene. Frå 2007 vil gass bli eksportert til Storbritannia via ein ny gasseksportrørleidning, Tampen Link.

Statfjord seinfase-prosjektet gjer det mogleg å forlengje produksjonen frå feltet til ca. 2018, og ein ventar at utvinningsgraden vil auke til 68 % for olje og 74 % for gass. Dette er svært høgt både i nasjonal og internasjonal samanheng. Nedstengingstidspunktet for kvar av innretningane vil kontinuerleg bli vurdert ut frå det ein ventar seg av kostnader, produksjon og gass- og oljeprisar. Operatøren har i seinfaseprosjektet sett nedstenginga for SFA til 2012 og for SFB og SFC til 2018 for å ha eit konsistent datasett i dei økonomiske utrekningane. Reservane som kjem inn under seinfaseprosjektet, det vil seie produksjon frå og med 2005, utgjer om lag 80 millionar Sm³ oljeekvivalentar (o.e.). Så sant at seinfaseprosjektet blir sett i verk, blir det mogleg å produsere store delar av reservane som er att, primært gass. Desse reservane vil ikkje bli like godt utnytta utan eit slikt prosjekt.

Det er svært utfordrande å gjennomføre omfattande modifikasjonsarbeid på installasjonar som er i drift. Operatøren har difor lagt opp til ein fleksibel plan, slik at det undervegs kan optimaliserast ut frå produksjonserfaring, talet på ­brønnar, tidspunkt for trykkavlasting osv.

Dei totale investeringane som knyter seg til Statfjord seinfase-prosjektet, har operatøren sett til 16,1 milliardar 2005-kroner. Statoils utrekningar viser at Statfjord seinfase er eit lønnsamt prosjekt med ein noverdi på 9,9 milliardar kroner (7 % diskonteringsrente, før skatt). Lønnsemdsanalysen viser òg at prosjektet er tilstrekkeleg robust overfor endringar i produktprisar, produksjon og auka kostnader.

Departementet har henta inn ei vurdering frå Oljedirektoratet av dei ressursmessige og tekniske sidene ved seinfaseprosjektet. Vidare har departementet fått ei vurdering frå Arbeids- og sosialdepartementet av dei forholda som gjeld tryggleik og arbeidsmiljø ved prosjektet.

Operatøren har utarbeidd ei konsekvensutgreiing for Statfjord seinfase-prosjektet. Utgreiinga har vore til offentleg høyring. I høyringsfråsegnene har det ikkje kome fram noko som skulle tilseie at endra PUD for Statfjordfeltet ikkje bør bli godkjend.

Samanlikna med utsleppsnivået i dag, vil ­Statfjord seinfase-prosjektet føre til betydeleg redusert årleg utslepp til luft fordi den noverande injeksjonen av sjøvatn og gass stansar og oljeproduksjonen minkar. Det blir òg mindre fakling. Årlege utslepp av CO₂ og NO_x vil bli reduserte med høvesvis 49 % og 42 %. Den forlengde levetida gjer at det akkumulerte CO₂ -utsleppet for prosjektet blir 8,6 millionar tonn samanlikna med 2,4 millionar tonn dersom prosjektet ikkje blir gjennomført.

Statfjordfeltet produserer store mengder vatn. Dette vil halde fram i seinfasen. Operatøren har implementert fleire tiltak for å bøte på utslepp av produsert vatn, og det er vedteke å installere det nyutvikla reinsesystemet CTour på innretningane. Oljehaldig borekaks og kjemikalar frå boreaktivitetar skal injiserast.

Operatøren opplyser at Statfjord seinfase-­prosjektet vil gje ein samla sysselsetjingsverknad på 79 300 årsverk i perioden 2005–2026, om lag 44 300 i ­utbyggingsfasen, 19 500 i driftsfasen og 15 500 i avslutningsfasen. Årsverka vil kome i ­Statoils driftsorganisasjon på land og til havs og i leverandørindustrien.

Med utgangspunkt i utrekningane som ligg til grunn i den endra utbyggingsplanen for Statfjordfeltet, meiner Olje- og energidepartementet at Statfjord seinfase-prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsamt og robust. Departementet meiner òg at prosjektet kan gjennomførast innanfor akseptable rammer for miljø og tryggleik. ­Departementet gjev si tilslutning til at Statfjord seinfase-prosjektet blir gjennomført i samsvar med den framlagde planen for utbygging og drift, med dei merknadene og på dei vilkåra som går fram av denne proposisjonen.

2.2 Hovudtrekk i endra plan for utbygging og drift av Statfjordfeltet

Nedanfor følgjer eit samandrag av hovudtrekka i endra plan for utbygging og drift av Statfjordfeltet. Merknadene frå Olje- og energidepartementet, Oljedirektoratet, Arbeids- og sosialdepartementet og Petroleumstilsynet er tekne med i kapittelet.

2.2.1 Søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift av Statfjordfeltet

Olje- og energidepartementet fekk 25. februar 2005 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift av Statfjordfeltet. Bakgrunnen for at rettshavarane i Statfjord Unit har lagt fram endra PUD for Statfjord, er omlegging av produksjonsstrategien og behov for å forlengje ­utvinningsløyvet utover 2009. Operatøren Statoil søkte 1. mars 2004 om forlenging av konsesjonstida for utvinningsløyve 037. I brev 10. november 2004 til rettshavarane skreiv departementet at ein er innstilt på å forlengje konsesjonstida til 2026 dersom det blir vedteke at Statfjord seinfase-­prosjektet skal gjennomførast.

Departementet har henta inn fråsegner frå Oljedirektoratet om reservoara og tekniske, miljømessige og økonomiske forhold ved Statfjord seinfase-prosjektet. Arbeids- og sosialdepartementet (ASD) har henta inn fråsegner frå Petroleumstilsynet (Ptil) om beredskap og tryggleik i samband med iverksetjing og gjennomføring av prosjektet.

Ei utgreiing om konsekvensane av gjennom­føringa av Statfjord seinfase-prosjektet for miljø og næringar er send til høyring til departement og fylkeskommunale og kommunale styresmakter som saka vedkjem, og til interesse- og næringsorganisasjonar.

2.2.2 Geografisk plassering av Statfjordfeltet

Statfjordfeltet er lokalisert i Nordsjøen, 220 kilometer nordvest for Bergen og nordaust for ­Shetland. Feltet ligg på avgrensingslina for kontinentalsokkelen mellom Noreg og Storbritannia. Feltet ligg innom Statfjord Unit og blir utnytta ­felles av det norske utvinningsløyvet 037, som strekkjer seg over blokkene 33/9 og 33/12, og dei to britiske utvinningsløyva 104 og 293. Den ­norske eigardelen i Statfjord Unit er 85,47 % og den britiske 14,53 %. Figur 2.1 viser lokaliseringa av Statfjordfeltet.

2.2.3 Statfjordtraktaten

Statfjordfeltet er eit norsk-britisk grensefelt som er omfatta av «Overenskomst mellom Regjeringen i Kongeriket Norge og Regjeringen i Det Forente Kongeriket Storbritannia og Nord-Irland om utnyttelsen av Statfjord-reservoarene og transport av petroleum fra disse». Overeinskomsten vart undertekna 16. oktober 1979, og blir heretter omtala som Statfjordtraktaten. Utnytting av petroleum frå Statfjordfeltet, krav til dokumentasjon og godkjenning av avtalar og planar, medrekna PUD, blir regulerte av overeinskomsten. Endra PUD for ­Statfjordfeltet må godkjennast av styresmaktene i begge landa.

2.2.4 Rettshavarar

Utvinningsløyve 037 vart tildelt i 1973. Statoil ASA overtok som operatør for Statfjord Unit etter Mobil i 1987. Tabell 2.1 viser rettshavarane og ­deltakardelane deira i feltet.

2.2.5 Reservar og geologi

Statfjordfeltet vart påvist i 1974 og dekkjer eit område på 100 kvadratkilometer. Feltet er primært oppbygt av to oljeførande sandsteinslag, Statfjordformasjonen og Brentgruppa. Havdjupet i området er om lag 145 meter.

Statfjord seinfase-prosjektet inneber ei endring i utvinningsstrategien for å auke produksjonen frå feltet. Det er venta at utvinningsgraden vil nå 68 % for olje og 74 % for gass, noko som er svært høgt både i nasjonal og internasjonal samanheng. Reservane som er omfatta av endra PUD, utgjer om lag 80 millionar Sm³ o.e. I olje, tørrgass og NGL 2 utgjer dette volumet høvesvis 27,4 millionar Sm³ , 36,5 milliardar Sm³ og 9,8 millionar tonn. Dette utgjer om lag 8 % av dei utrekna ressursane som opphavleg fanst i Statfjordfeltet. Samanlikna med ein situasjon der prosjektet ikkje blir sett i verk, vil Statfjord seinfase-prosjektet gje betydeleg tilleggsproduksjon. Operatøren har rekna ut at ­tilleggsproduksjonen vil vere om lag 50 millionar Sm³ o.e.

Oljedirektoratet meiner operatøren har gjort eit omfattande teknisk utgreiingsarbeid for å kome fram til ein lønnsam utvinningsstrategi for ressursane som er att i Statfjordfeltet. Slik direk­toratet ser det, er det utført eit grundig geofagleg arbeid for å skaffe oversikt over ressursgrunn­laget og uvissa som er knytt til det. Dette arbeidet gjev eit godt grunnlag for vedtaket om å setje i verk Statfjord seinfase-prosjektet.

2.2.6 Utbyggingsløysing

Statfjordfeltet vart bygt ut i perioden 1976 til 1985 med tre store, botnfaste betongplattformer for produksjon av olje og gass, Statfjord A (SFA), ­Statfjord B (SFB) og Statfjord C (SFC). Installa­sjonane er integrerte plattformer med borefunksjonar, prosessanlegg, bustadkvarter og lager for olje.

SFA, SFB og SFC prosesserer i tillegg til eigen olje og gass òg petroleum frå andre felt rundt. SFC prosesserer olje og gass frå satellittane ­Statfjord Øst, Statfjord Nord og Sygna, medan SFA ferdigprosesserer olje og gass frå Snorre A. SFB fungerer som losse- og lagringssenter for olje frå Snorre B.

Produksjonen på Statfjordfeltet går med den noverande utvinningsstrategien mot slutten, og utan seinfaseprosjektet hevdar rettshavarane at plattformene vil stengje ned eigenproduksjonen sin ca. i 2009.

Statfjord seinfase-prosjektet er basert på endring i ­utvinningsstrategien for å auke produksjonen frå feltet. Ved å gå over frå trykkvedlikehald til trykkavlasting vil gass bli frigjord frå oljen som er att, slik at gassen kan produserast.

Rettshavarane har sidan 2001 vurdert ulike løysingar for å sikre auka utnytting av verdiane i Statfjordfeltet. Meir enn 50 alternativ har vorte vurderte. Hovudalternativa har vore: (1) ei ny ­felles prosesseringsplattform, (2) forenkla/inga prosessering på Statfjordfeltet og i staden nytte det britiske Brentfeltet for sluttprosessering, og (3) ombygging av eksisterande plattformer og fjerning av flaskehalsar på dei. Det siste alterna­tivet stod til slutt att som den beste løysinga. Valet av utbyggingsløysing bygde på ei samla vurdering av tekniske, økonomiske, operasjonelle, miljø­messige og ressursmessige forhold.

Det føretrekte alternativet krev omfattande modifikasjonar på eksisterande innretningar for at dei skal kunne handtere lågtrykksproduksjon av gass, olje og vatn. Modifikasjonane fører til at den tekniske tilstanden framleis blir forsvarleg, og at krava til helse, miljø og sikkerheit (HMS) blir oppfylte. Hovuddelen av modifikasjonsarbeidet skal skje på Statfjord B- og C-plattformene. ­Statfjord A-plattforma vil i mindre grad bli nytta i seinfasen. Utstyr og delar av installasjonane skal skiftast ut eller utbetrast for lågtrykksproduksjon. Dei planlagde modifikasjonane for SFB og SFC har mange fellestrekk, med unntak av gass­eksportinnretningar på SFB. Prosjektet omfattar òg ei oppgradering av boreutstyret på SFB og SFC, med dei kostnadene som følgjer med boring og komplettering av i alt 76 produksjonsbrønnar, 6 av dei er planlagde på SFA. I tillegg vil 35 av dei eksisterande brønnane halde fram med produksjonen til dei døyr ut fordi reservoartrykket ­minkar.

Ettersom Statfjord seinfase-prosjektet skal gjennomførast på eit felt som er i drift, er det mykje uvisse både om det optimale tidspunktet for omlegginga av produksjonsstrategien og ­gjennomføringa av sjølve modifikasjonsarbeidet. Operatøren har difor lagt inn stor fleksibilitet i prosjektet.

I samband med utbyggingsalternativa for ­prosessering av olje og gass vart det òg vurdert alternative gasstransportløysingar. Desse løysingane er omtala i kapittel 3.

Oljedirektoratet har vore i jamleg kontakt med operatøren og dei andre rettshavarane over ein periode på fleire år for å sikre at det vart gjort nødvendige analysar og vurderingar før styresmaktene fekk endra PUD. Direktoratet støttar den valde utbyggingsløysinga for seinfasen. Direktoratet peikar på at seinfaseprosjektet inneber optimalisering av drifta i sluttfasen på eit felt med store, komplekse innretningar som skal drivast lenger enn dei opphavlege designlevetidene. Som operatøren, meiner direktoratet at det er viktig at det er lagt inn stor fleksibilitet med tanke på endringar og optimaliseringar av arbeidsomfanget i prosjektet. Direktoratet støttar den fleksible kontraktsstrategien som operatøren har lagt opp til for å unngå modifikasjonar og ­endringar som seinare kan vise seg ulønnsame eller unødvendige.

På oppmoding frå Oljedirektoratet vil operatøren vurdere eit tidlegare nedstengingstidspunkt for SFA enn det som er føresett i endra PUD. ­Vurderinga skal utførast med sikte på å avgjere om det vil vere lønnsamt å halde oppe produksjonen frå plattforma så lenge som til 2012. Arbeidet skal koordinerast med rettshavarane i Snorre Unit, som i tilfelle tidleg nedstenging av SFA vil ha behov for planleggingstid for å sikre alternative prosess- og transportmåtar for Snorre A-­plattforma. Operatøren vil vere ferdig med arbeidet i første kvartalet av 2006.

2.2.7 Produksjon

Omlegging av utvinningsstrategien frå trykk­vedlikehald til trykkavlasting ved å stanse den noverande injeksjonen av sjøvatn og gass, vil gradvis føre til at reservoartrykket blir redusert, og til at gassen etter kvart vil kunne utvinnast. Det gjeld både Brentgruppa og Statfjordformasjonen. Dei første åra vil gassen primært kome frå Statfjordformasjonen, men etter kvart vil Brentgruppa gje meir gass. Når gass- og vassinjeksjonen stansar i 2007, skal den produserte gassen eksporterast til Storbritannia via den nye gassrørleidningen ­Tampen Link.

Det er stor uvisse om korleis reservoara vil respondere på trykkendringar som skjer på grunn av den endra utvinningsstrategien. Den bore- og brønnoperasjonsplanen som ligg føre, vil difor jamleg bli oppdatert med sikte på å mak­simere utvinninga frå feltet.

Det er òg mykje uvisse omkring utvinnbare ressursar i seinfasen, særleg når det gjeld gassressursar. Uvissa gjeld først og fremst kor godt ein vil lykkast med å redusere trykket i reser­voara, kor mykje olje som finst i Brentgruppa og kritisk gassmetting. Etter kvart som oljeproduksjonen raskt minkar i dei første åra av driftsfasen, vil gassproduksjonen auke. Det er venta at gassproduksjonen vil nå det høgaste nivået sitt i 2008, og då på det meste vere om lag 14 millionar Sm³ i døgnet.

Dei totale gass- og oljeproduksjonsprofilane pr. år for seinfasen går fram av figur 2.2.

Seinfaseprosjektet har to regionale effektar: lengre levetid for satellittfelta som er knytte til SFC, og regional trykksenking, som kan føre til redusert utvinningsgrad for nokre av felta i ­Tampenområdet. Basert på tolking av trykkdata har operatøren konkludert med at Brentgruppa svært sannsynleg er i trykkommunikasjon med reservoar på Statfjord Øst, Vigdis Vest, Borg og Borg Nordvest. Trykksenkinga i Brentgruppa vil difor forplante seg til desse felta. Det kan ha negativ effekt på utvinninga frå dei, med mindre det blir sett i verk kompenserande tiltak som er økonomisk forsvarlege. Men realisering av Statfjord seinfase-prosjektet vil samla sett for området føre til betydeleg større utvinning på grunn av prosjektet i seg sjølv og fordi satellittane får lengre levetid.

Oljedirektoratet sluttar seg til den utvinningsstrategien Statoil har valt. Endring av utvinningsstrategien er hovudgrunnen til at rettshavarane i Statfjord Unit må levere endra PUD. Ut frå ­planane som ligg føre, er oppstarttidspunktet for trykkavlasting for både Brentgruppa og Statfjordformasjonen oktober 2007. Direktoratet har diskutert med operatøren om det lèt seg gjere å avlaste trykket tidlegare i Statfjordformasjonen. Denne formasjonen er ikkje i trykkommunikasjon med andre felt. Ein slik strategi vil kunne opne for utsett trykkavlasting i Brentgruppa. Det er semje om at dersom oljeprisane er høge og oljeproduksjonen blir høgare enn venta, kan det vere lønnsamt å halde fram med trykkvedlikehald og ­optimalisering av oljeproduksjonen i Brentgruppa utover 2007. Direktoratet støttar Statoils planar, som legg opp til ein slik strategi.

Etter § 4-1 i petroleumslova skal styres­maktene vurdere den totale ressurseffekten av seinfaseprosjektet. Oljedirektoratet vurderer den regionale totaleffekten av Statfjord seinfase-prosjektet som klart positiv. Historiske trykkdata og simulerings­modellen til operatøren gjev indikasjonar på trykk­effektane. Direktoratet meiner at forkastings­analysen til operatøren ikkje har rett fokus ut frå den aktuelle problemstillinga, men trass i visse manglar vurderer direktoratet regionalstudien som tilstrekkeleg til å bestemme at prosjektet skal gjennomførast. Endra PUD inneheld ingen planar for overvaking av framtidig regional trykkutvikling som følgje av seinfaseproduk­sjonen.

2.2.8 Gjennomføring

Seinfaseprosjektet har to hovudmilepålar. Den første er oktober 2007. Då skal utvinningsstrategien etter planen endrast frå trykkvedlikehald til trykkavlasting. Gass- og vassinjeksjon vil stanse, utstyr for gasslyft vil bli installert på SFB og SFC, og produksjonen av gassen i Statfjordformasjonen skal ta til. I tillegg vil det bli klargjort for gass­eksport via Tampen Link. Den andre milepålen er oktober 2009. Då skal installasjonane på SFB og SFC vere ferdige ombygde for lågtrykks­produksjon.

Modifikasjonane skal ta til i oktober 2005. Det meste av modifikasjonsarbeida vil bli utført til havs. Operatøren vil prøve å redusere omfanget av arbeidet ved å fabrikkere mest mogleg på land. For å minimere avbrot i produksjon på grunn av konstruksjonsarbeid til havs, skal dette arbeidet etter planen utførast over ein lengre periode. Boringa skal starte opp i januar 2006 og vil halde fram inn i driftsfasen til 2011.

Det er stor uvisse omkring kor påverka ­reservoara vil bli, talet på brønnar og omfanget av nødvendig modifikasjonsarbeid. Det er òg svært vanskeleg å gjennomføre omfattande modifikasjonsarbeid på installasjonar knytt til felt i drift. Operatøren legg difor opp til ein fleksibel plan, slik at det undervegs kan optimaliserast ut frå produksjonserfaring, talet på brønnar, tidspunkt for trykkavlasting osv. På grunnlag av jamlege ­vurderingar av den tekniske tilstanden til anlegga vil det òg kunne bli behov for å endre både om­fanget av arbeidet og tidsplanen.

I endra PUD er det lagt opp til at hovudkontraktene for modifikasjonsarbeidet for plattformene skal tildelast i april 2005. Kontraktar for dekksmodifikasjonar skal gjere det mogleg å handtere uvissa og ha den fleksibiliteten som trengst.

2.2.9 Investeringar og driftskostnader

Operatøren har rekna ut at dei totale invester­ingane for seinfaseprosjektet blir 13,5 milliardar 2005-kroner. I tillegg kjem 800 millionar kroner i boring og komplettering for året 2005 og 1,8 ­milliardar kroner i investeringar for modifikasjonar som er i gang. Den totale investeringsramma utgjer 16,1 milliardar kroner for seinfaseprosjektet. ­Investeringar i samband med gasseksport­løysinga Tampen Link og tilhøyrande utstyr på SFB er omtala i kapittel 3. På grunn av storleiken på prosjektet og kompleksiteten er det sett av ein prosjektreserve på 769 millionar kroner. Reserven skal dekkje kostnader til uventa hendingar, til dømes at talet på brønnar aukar, eller at produktiviteten i modifikasjonsarbeidet blir låg. Det er lagt opp til optimalisering undervegs i prosjektet. Difor vil dei endelege investeringane og driftskostnadene kunne bli endra i høve til det noverande utrekningsgrunnlaget. Tabell 2.2. viser fordelinga av investeringane.

Dei årlege driftskostnadene er òg betydelege. Driftskostnadene vil variere gjennom levetida til feltet, og dei ligg på ca. 2 milliardar kroner i året til saman for dei tre plattformene i perioden 2008–2018. Dei årlege driftsutgiftene vil bli om lag 1,7 milliardar kroner etter at SFA er nedstengt. Dei totale driftskostnadene for seinfasen er utrekna til 28,9 milliardar 2005-kroner i perioden 2005–2018. Kostnader som gjeld nedstenginga er med i overslaget, men tariffar kjem i tillegg.

Oljedirektoratet meiner at analysen av investeringane var tilfredsstillande modna då PUD var send inn. Planen legg til grunn ei endring i ­utvinningsstrategien for eit felt i sluttfase, og direktoratet vil difor peike på at det er knytt uvisse til mellom anna kor påverka reservoara vil bli, talet på brønnar, omfanget av nødvendig modifikasjonsarbeid og driftstid for dei tre innretningane. Innretningane skal òg drivast lenger enn dei opphavleg vart designa for. Erfaringar frå tidlegare modifikasjonsprosjekt viser at det er vanskeleg å fastsetje arbeidsomfang, tidsforbruk og framdrift for slikt arbeid til havs. Med tanke på denne ekstra uvissa støttar difor direktoratet avgjersla til retts­havarane om å leggje til ein ekstra prosjektreserve.

2.2.10 Lønnsemd

Statoil har lagt føresetnadene i tabell 2.3 til grunn for utrekninga av lønnsemda.

Ut frå desse føresetnadene har operatøren kome fram til ein noverdi på 9,9 milliardar 2005-kroner før skatt for seinfaseprosjektet.

Utrekningane viser god lønnsemd for prosjektet. Operatøren har analysert uvissa ved hjelp av Monte Carlo-simuleringar for å kvantifisere kor sensitiv noverdien av prosjektet er for endringar i desse nøkkelparametrane: produktprisar, reservar, investeringar i samband med plattformene og driftskostnader. Av analysane går det fram at ­økonomien i seinfaseprosjektet er robust for endringar i desse parametrane og andre oppside- og nedsideutsikter. Uvisse omkring reservar og produktprisar har størst effekt på noverdien av prosjektet. Analysane viser at det er 85 % sannsynleg at prosjektet vil få ein positiv noverdi.

Oljedirektoratet vurderer lønnsemda i Statfjord seinfase-prosjektet som god. Prosjektet er robust i høve til endringar i pris, reservar og kostnader. Direktoratet har gjort utrekningar som viser at prosjektet er samfunnsøkonomisk svært lønnsamt.

2.2.11 Disponering av innretningane

I endra PUD er det rekna med at produksjonen på Statfjordfeltet vil vare fram til 2018. I samband med avslutninga av produksjonen og disponeringa av innretningane har operatøren lagt desse føresetnader til grunn: plugging av brønnar og nedstenging av plattformer skal gjerast delvis på sekvensiell basis og delvis parallelt, og vil strekkje seg over ein periode på om lag sju år. SFA skal stengjast ned tidlegare enn SFB og SFC. SFA skal gjennomgå ein tofasa nedstengingsprosess. Første fase inneber at plattforma blir stengd ned frå normal drift til tilstanden kald fase, det vil seie produksjonsstans. Plattforma skal fjernast parallelt med SFB og SFC. Operatøren vil avklare prinsipp og detaljar rundt fjerninga med norske og britiske styresmakter. Nedstenginga skal utførast i samsvar med lovpålagde krav, og innretningane skal disponerast i samsvar med gjeldande retnings­liner. Det blir ikkje lagt opp til gjenbruk av inn­retningane.

Olje- og energidepartementet understrekar at disponeringa av innretningane vil bli regulert av lovgjevinga og retningslinene som gjeld på tidspunktet når disponeringa skjer.

2.2.12 Tryggleik og arbeidsmiljø

ASD har henta inn fråsegn frå Ptil om arbeidsmiljøet og tryggleiken ved prosjektet. Ptil vurderer det slik at prosjektet kan gjennomførast på ein forsvarleg måte, men har kommentarar til nokre av løysingane som det er gjort greie for i endra PUD, og meiner det må knytast vilkår til tilrådinga. ASD stiller seg bak denne vurderinga. Sjå elles styresmaktene si vurdering av endra PUD i kapittel 2.4.

2.3 Konsekvensutgreiing

2.3.1 Innleiing

I samsvar med forskrift 27. juni 1997 nr. 653 til lov om petroleumsvirksomhet §§ 20, 22 og 22a, jf. lov 29. november 1996 nr. 72 § 4-2, har operatøren utarbeidd ei konsekvensutgreiing for Statfjord seinfase-prosjektet. Departementet sende framlegg til utgreiingsprogram til høyring 6. april 2004, og fastsette så eit utgreiingsprogram for konsekvensutgreiinga 13. oktober 2004. På bakgrunn av dette utarbeidde Statoil ei konsekvensutgreiing som vart send til høyring 23. november 2004, med høyringsfrist 15. februar 2005.

Konsekvensutgreiinga gjev ei oversikt over verknader som ein ventar at gjennomføringa av endra plan for utbygging og drift av Statfjordfeltet vil få for anna næringsverksemd og allmenne interesser, medrekna naturmiljøet. Utgreiinga viser mellom anna korleis det er teke omsyn til miljøet gjennom utforminga av tekniske løysingar. Utgreiinga peikar òg på framlegg frå rettshavarane til tiltak for å bøte på problem.

Konsekvensutgreiinga har vore send til høyring til partar som saka vedkjem, medrekna departement, fylkeskommunar og kommunar, og til nærings- og interesseorganisasjonar. Høyringsfråsegnene er formidla til operatøren. Opp­følginga avhøyringsfråsegnene vil skje i samsvar med gjeldande lover og forskrifter. Nedanfor er det teke med eit samandrag av konsekvensane av utbygginga for miljøet og samfunnet, utdrag frå innkomne høyringsfråsegner og kommentarar til dei frå operatøren.

2.3.2 Konsekvensar for miljøet

I tråd med vedtak i Stortinget 22. februar 1996 og Innst. S. nr. 114 (1995–1996) skal det i samband med alle nye feltutbyggingar på norsk sokkel ­leggjast fram ei oversikt over energiforbruk og kostnader med å elektrifisere innretninga framfor å bruke gassturbinar, og vurdering av kostnadene ved å reinjisere CO₂ frå produsert gass, fakkel og turbinar. Statfjord seinfase-prosjektet kjem ikkje inn under kategorien nye feltutbyggingar. Operatøren har likevel utført studiar av elektrifisering av Statfjordfeltet. Konklusjonen av studiane er at elektrifisering må reknast som eit uaktuelt tiltak for Statfjord seinfase-prosjektet på grunn av uforsvarleg høge investeringskostnader. Energibehovet for feltet vil dessutan bli vesentleg redusert på grunn av seinfaseprosjektet.

2.3.2.1 Konsekvensar av utslepp til luft

Realisering av Statfjord seinfase-prosjektet fører til at kraftbehovet blir vesentleg redusert på grunn av at sjøvass- og gassinjeksjonen blir stansa. Redusert energibruk gjev betydeleg mindre årlege utslepp til luft, både frå Statfjordfeltet og frå Tampen­området under eitt. Samanlikna med drifta i dag utgjer årlege utsleppsreduksjonar som følgje av seinfaseprosjektet 49 % for CO₂ og 42 % for NO_x . Utrekningane byggjer på gjennomsnittleg årleg utslepp over driftsperioden til Statfjord seinfase-prosjektet samanlikna med utslepp frå Statfjordfeltet i 2001. Av di levetida for feltet blir forlengd, vil det ­akkumulerte CO₂ -utsleppet for seinfasen vere 8,6 millionar tonn, mot 2,4 millionar tonn dersom ­prosjektet ikkje blir sett i verk.

I 2003 var totale faklingsratar på feltet om lag 74 millionar Sm³ gass. I seinfasen vil ­faklingsraten liggje godt under dette nivået, og den gjennomsnittlege raten vil bli redusert til om lag 47 millionar Sm³ gass årleg. Reduserte ­faklingsmengder kjem hovudsakleg av lågare ­operasjonstrykk, som reduserer gassmengdene i produsert vatn, og av stans i vassinjeksjonen.

VOC-utsleppa blir reduserte betydeleg før seinfasen byrjar, fordi det skal installerast gjen­vinningsanlegg. Også i seinfasen blir utsleppa mindre enn i dag på grunn av redusert oljeproduksjon. Utsleppet i seinfasen vil bli gjennomsnittleg 5 200 tonn pr. år, det vil seie ein reduksjon på meir enn 90 % samanlikna med 2001, då utsleppet var 77 000 tonn pr. år.

Utsleppet av metan, CH4, vil òg minke i sein­fasen. Det kjem av redusert oljeproduksjon, ­redusert energibehov og mindre fakling. Reduksjonen i høve til 2001 blir 60 %, og utsleppet vil ­liggje på gjennomsnittleg 500 tonn i året.

I planlegginga av seinfaseprosjektet har operatøren vurdert fleire tiltak for å redusere utsleppa. Ramma for vurderingane har vore potensialet for utsleppsreduksjonar, miljøkostnadseffektivitet og rammevilkår som miljøstyresmaktene set på grunnlag av internasjonale avtalar og EUs IPPC 3 -direktiv. Alle dei vurderte tiltaka er forkasta fordi dei er lite kostnadseffektive. I tillegg er nokre av tiltaka ikkje tekniske gjennomførbare grunna vekt- og plassproblem. Dette gjer at Statoil ikkje rår til å implementere ytterlegare utslepps­reduserande tiltak for utslepp til luft. Operatøren peikar på at eit eventuelt pålegg om låg-NO_x -turbinar vil gje svært låg kostnadseffektivitet og vil kunne føre til at Statfjord seinfase-prosjektet ikkje kan realiserast. SFT har informert operatøren om at det som ei følgje av IPPC-direktivet og Gøteborg-protokollen vil bli satt krav om reduksjon i NO_x -utsleppa for petroleumssektoren. Dei same rammene og krava vil gjelde for Statfjord som for andre felt på norsk sokkel. Krav om installasjon av låg-NO_x -turbinar på Statfjord-innretningane for å redusere NO_x -utslepp er svært kostbart samanlikna med andre tiltak innanfor petroleumssektoren og andre sektorar. Departementet reknar det difor som lite sannsynleg at Statfjord blir pålagt å installere låg-NO_x -turbinar, men strekar under at ein vil avgjere dette seinare.

2.3.2.2 Konsekvensar av utslepp til sjø

Ut frå planane til operatøren skal boring i sein­fasen stort sett utførast med oljebasert borevæske. Oljehaldig borekaks vil bli injisert i Utsiraformasjonen saman med kjemikalrestar frå boreaktivitetar. Gjenbruken av oljebasert slam er per i dag om lag 66 %, og det vil bli vidareført i sein­fasen.

Mesteparten av kjemikala som blir nytta i samband med ferdigstilling av brønnar, vil som for borekaks bli injisert i Utsiraformasjonen, eller sendt til land for gjenbruk. Kjemikala som skal nyttast i samband med brønnaktivitetar, skal vere av typane «grøne» eller «gule» 4 , og er difor lite skadelege for organismar som lever i vatn.

Under drift skal det nyttast avleirings­hemmarar og -oppløysarar for å handtere avleirings­problem i brønnane. Desse kjemikala skal injiserast i brønnane og vil følgje produksjonsstraumen saman med avleiringane tilbake til prosess­anlegga. Mesteparten av kjemikala vil bli fjerna i reinseanlegga for produsert vatn på plattformene. Ein ventar likevel at utsleppa av avleirings­hemmarar og -oppløysarar vil auke i seinfasen på grunn av større avleiringspotensial i brønnane. Men desse kjemikala skal høyre til kategorien «gule», det vil seie at dei har akseptable miljø­eigenskapar.

Statfjordfeltet produserer store mengder vatn. I dag blir produsert vatn reinsa med hydro­syklonar før det blir ut sleppt i sjøen. Overgang til trykkavlasting vil gjere at mengda av produsert vatn vil halde seg lenger på nivået i dag.

Operatøren har implementert fleire tiltak for å bøte på problem med utslepp av produsert vatn. Det er vedteke at endå fleire tiltak skal setjast i verk, mellom anna for å rette seg etter nullskade­filosofien i selskapet og rammevilkåra som miljøstyresmaktene har sett for produsert vatn, ­medrekna OSPAR-reguleringar 5 og målsetjing om null skadelege utslepp av produsert vatn. Ein har vurdert korleis dette kan gjerast i seinfase­prosjektet, og det er no avgjort at det skal ­installerast eit meir effektivt reinsesystem på ­Statfjord-innretningane. Den nyutvikla CTour-­teknologien vil bli nytta på utslepp av vatn frå ­Statfjord-innretningane og på vatn som kjem frå satellittane som er knytte opp mot SFC. ­Operatøren vil halde fram med arbeidet med å optimalisere CTour-teknologien i seinfasen.

Operatøren meiner at injeksjon av produsert vatn i Utsiraformasjonen er det einaste teknisk reelle alternativet til CTour. Kostnadseffektivi­teten ved vassinjeksjon blir vurdert som låg samanlikna med CTour, og vil dessutan auke utsleppet til luft. Operatøren peikar på at seinfaseprosjektet ikkje vil kunne bere eit eventuelt pålegg om injeksjon av vatn i Utsiraformasjonen. Eit slikt pålegg vil, etter det operatøren hevdar, føre til at sein­faseprosjektet ikkje kan realiserast. SFT har gjennom ­tidlegare korrespondanse med operatøren gjeve uttrykk for at det er lite sannsynleg at det vil kome pålegg om å injisere produsert vatn i Utsiraformasjonen, men at det kan bli sett krav til ­reinsing av vatn utover iverksetjing av CTour.

Brønnstraumen som kjem til plattformene for prosessering, inneheld sand. I dag blir sanden separert frå resten av brønnstraumen og sleppt ureinsa ut i sjøen. Det er venta at sandproduksjon blir eit aukande problem for Statfjordfeltet etter kvart som reservoartrykket minkar. Difor er det vedteke å installere sandkontrolltiltak i dei fleste brønnane, og då vil sandproduksjonen i seinfasen bli redusert med 90 % samanlikna med nivået i dag. Planen er å installere sandreinseanlegg på kvar plattform innan utgangen av 2006 for å tilfredsstille kravet om maksimalt 1 % oljevedheng på sand. Operatøren meiner likevel at sandreinseanlegg gjer lite nytte med tanke på miljøet i høve til kostnadene, og vurderer andre tiltak som meir kostnadseffektive, medrekna overvaking av sandproduksjonen og forbetring av måleprogram for utslepp av dispergert olje. Difor har operatøren søkt SFT om fritak frå kravet om utslepp av sand med maksimalt 1 % oljevedheng.

2.3.2.3 Konsekvensar for fiskeriverksemd – arealbeslag

Statfjord seinfase-prosjektet vil ikkje føre til større areal­beslag utover tidsaspektet for forlengd levetid for installasjonane. Sjå elles omtalen av konsekvensar for fiskeriverksemda som følgje av legging av gassrørleidningen Tampen Link i kapittel 3.

2.3.3 Konsekvensar for samfunnet

I samband med utrekningar av sysselsetjingsverknader av utbygging og drift av Statfjord seinfase-prosjektet har operatøren nytta ein modell som reknar ut direkte, indirekte og konsumbasert sysselsetjing med basis i investeringar og driftskostnader.

Investeringane som knyter seg til seinfase­prosjektet, kjem i heile perioden 2004–2018, med hovudvekt på perioden 2005–2009. Investeringar og driftskostnader utgjer høvesvis ca. 16,1 ­milliardar og 28,9 milliardar 6 2005-kroner. Mesteparten av dette vil kome i utbyggingsfasen, med ein topp i 2006 og 2007. Investeringspostane for seinfaseprosjektet er fordelte på kostnader knytt til opp­gåver som prosjektstyring, prosjektering, innkjøp, fabrikasjon onshore og offshore, offshoreoperasjonar og avslutning. Transport, logistikk og varehandel er andre viktige næringssektorar som ein ventar vil levere til seinfaseprosjektet. Boreselskap kan òg vente seg store leveransar.

Vare- og tenesteleveransar i driftsfasen vil i hovudsak vere produksjonsmateriell og -kjemikal, vedlikehaldsmateriell og reservedelar. I drifts­fasen vil det vere behov for drifts-, vedlikehalds- og cateringpersonell. I tillegg kjem tenester som gjeld modifikasjonar. Logistikktenester vil ­inkludere forsyningsbasar på land og helikopter og ­forsyningsbåtar frå land og på feltet. Det vil òg vere administrasjons- og støttetenester på land.

Alle tildelingar av kontraktar skal skje i samsvar med EUs konkurransereglar, og tildelinga vil vere basert på tekniske og kommersielle ­vurderingar.

Operatøren hevdar at Statfjord seinfase-­prosjektet vil skape ein samla sysselsetjingsverknad på 79 300 årsverk i perioden 2005–2026, med rundt rekna 44 300 i utbyggingsfasen, 19 500 i driftsfasen og 15 500 i avslutningsfasen. Overslaga for seinfaseprosjektet inkluderer direkte, indirekte og konsumbasert sysselsetjing. I tillegg kjem sysselsetjingsverk­nader av den nye gasseksportrørleidningen ­Tampen Link, sjå kapittel 3.

2.3.4 Høyringsfråsegner

Olje- og energidepartementet har formidla alle innkomne høyringsfråsegner til operatøren ­Statoil. Dei viktigaste problemstillingane som høyringsinstansane har reist, og kommentarane til dei frå operatøren er tekne med nedanfor.

2.3.4.1 Fråsegner relaterte til produsert vatn, medrekna kjemikalbruk

Statens forureiningstilsyn (SFT) meiner at sjølv om utsleppsreduksjonane er betydelege ved ­implementering av CTour, er utsleppet til vatn i seinfasen likevel betydeleg. SFT meiner difor at det er viktig å ha fokus på moglege tiltak som kan redusere utsleppet endå meir, og ser difor positivt på at Statoil vil arbeide vidare med optimalisering av CTour.

Havforskingsinstituttet (HI) meiner det er betydeleg uvisse når det gjeld moglege kroniske effektar som skriv seg frå store og kontinuerlege utslepp av produsert vatn. HI meiner òg at auka utslepp av dei kjemiske sambindingane benzen, toluen, etylbenzen og xylen (BTEX) som følgje av den nye reinseprosessen CTour er uheldig, og viser til negative effektar av benzen frå forsking på dyr. Instituttet refererer vidare til at det er mykje karboksylsyrer i produsert vatn, men at det ikkje er gjort greie for dette verken kvalitativt eller kvantitativt i konsekvensutgreiinga. HI ynskjer difor at datagrunnlaget for utgreiinga skal leggjast fram.

I kommentarane til høyringsfråsegnene ­stadfester operatøren Statoil at det, slik konsekvensutgreiinga slår fast, vil bli arbeidd aktivt for å ­optimalisere CTour-teknologien endå meir. ­Operatøren vil i tillegg ha spesielt fokus på dei ­kjemikala som medverkar relativt mykje til risikoen for miljøskade ved utslepp av produsert vatn. Det blir vist til at moglege langtidseffektar av naturlege komponentar i produsert vatn, slik det er gjort greie for i konsekvensutgreiinga, baserer seg på tilgjengeleg kunnskap om produsert vatn og langtidseffektar. Operatøren har vidareformidla til HI ein rapport der Norsk institutt for vassforsking (NIVA) ­vurderer verknader av utslepp av karboksylsyrer. Av rapporten går det fram at utslepp av karboksylsyrer blir brote ned utan at det fører til kvalitative ­endringar i bakteriesamfunnet, og dermed heller ikkje til endringar lenger oppe i næringskjeda. Trass i at giftverknad ikkje blir rekna som særleg relevant, vil Statoil i 2005 gjennomføre nye ­utrekningar av miljørisikoen, uttrykt ved EIF 7 , der også karboksylsyrer vil bli inkluderte.

HI meiner vidare at det ikkje er gjort godt nok greie for kjemikal og tilsetningar, fordi operatøren ikkje har opplyst om kjemisk samansetjing, mengder osv. Dermed blir det vanskeleg å vurdere kor mykje hald det er i somme av påstandane i konsekvensutgreiinga. HI meiner det som eit minimum skulle vore gjort greie for eigenskapane til dei typiske komponentane i dei viktigaste kjemikala.

Operatøren viser til at det er vanleg praksis å velje kjemikalleverandør, og dermed produkt, på eit seinare tidspunkt enn under utarbeidinga av konsekvensutgreiinga, og at utgreiinga difor blir basert på typiske kjemikal ut frå dei funksjonane ein vil trenge kjemikal til. Statoil har elles ikkje høve til å offentleggjere den eksakte samansetjinga av ­kjemikal og tilsetningar av omsyn til kjemikal­produsentane. Operatøren vil gjere greie for dei eksakte produkta som blir valde, i samband med utsleppssøknaden til SFT. Utsleppssøknaden blir send ut til offentleg høyring, og det inneber at ­høyringsinstansane, mellom dei HI, vil få meir informasjon og få høve til å uttale seg om kjemikal og tilsetningar seinare. Statoil opplyser at ­kjemikala som vil bli nytta, er lite giftige og lette nedbrytbare, og at dei ikkje fører til bioakkumulering.

2.3.4.2 Fråsegner relaterte til produsert sand

Fiskeri- og kystdepartementet (FKD) stiller spørsmål ved om utslepp av sand er vanleg, og kvifor ein ikkje har gjort greie for dette i ­konsekvensutgreiingar i samband med andre utbyggingar.

Operatøren viser til at sand følgjer produksjonsstraumen og er vanleg ved alle plattformer. § 59 i aktivitetsforskrifta regulerer utslepp av sand med oljevedheng, og gjev forbod mot å sleppe ut sand med meir enn 1 vektprosent oljevedheng. Årsaka til at slikt utslepp sjeldan blir omtala i konsekvens­utgreiingar, er at ein har meint at utsleppet har liten innverknad på miljøet.

SFT meiner det ikkje går klart fram av konsekvensutgreiinga korleis Statoil vil handtere utslepp av produsert sand. I fråsegna si minner SFT om at føresetnaden for unntaket frå krava i § 59 i aktivitetsforskrifta fram til utgangen av 2006 er at Statoil installerer sandreinseanlegg som planlagt for Statfjord seinfase-prosjektet.

Operatøren viser til at installering av sand­reinseanlegg innan utgangen av 2006 er ein del av arbeidet i seinfasen, slik det er gjort greie for i ­utbyggingsplanen. Dette er det einaste tiltaket som kan møte kravet i aktivitetsforskrifta. Operatøren meiner likevel at installering av sandreinseanlegg er svært lite kostnadseffektivt, og at alternative tiltak, som installasjon av sandkontrollutstyr i brønnane, overvaking av sandproduksjon og for­betring av måleprogram for utslepp av dispergert olje og olje som vedheng på sand, gjev like god eller betre miljønytte.

2.3.4.3 Fråsegner relaterte til tildeling av kontraktar og arbeidsplassar

Sogn og Fjordane fylkeskommune oppmodar ­operatøren om å kommunisere aktivt med næringslivet og utforme arbeidspakkar som det er realistisk at fylket kan ta del i. Høyringsinstansen føreslår at arbeidet blir organisert gjennom eit leverandørnettverk i fylket.

Operatøren opplyser at alle tildelingar av ­kontraktar i samband med konkrete prosjekt vil skje i samsvar med EUs konkurransereglar, og at ­tildelinga er basert på tekniske og kommersielle vurderingar.

Arbeidsdirektoratet – Aetat har uttalt seg om sysselsetjingsbehov i tilknyting til Statfjord ­seinfase-prosjektet og Tampen Link. Aetat er innstilt på å hjelpe utbyggjarane med å rekruttere arbeidskraft, og ynskjer å få tilsendt oversikt over framtidige ­prosjekt.

Operatøren vil følgje vanlege prosedyrar for rekruttering av personell til Statfjord seinfase-­prosjektet. Etter det operatøren hevdar, finst det inga samla oversikt over arbeidskraftbehov og ­sysselsetjingsverknader for alle framtidige prosjekt, og viser til at framtidige prosjekt vil bli offentleg kjende gjennom konsekvensutgreiingsprosessen, der det blir gjort greie for sysselsetjingsverknader.

2.3.4.4 Oljeberedskap

Fiskeri- og kystdepartementet hadde venta ein mer detaljert omtale av verneplanen i ­konsekvensutgreiinga.

Operatøren viser til at Regionalt Planverk mot Akutt Forurensning, i regi av NOFO 8 , er etablert for på beste måte å dimensjonere og organisere innsatsen i samband med oljeutslepp frå petroleumsverksemda på norsk sokkel. Etablert praksis er at eventuelt nye eller endra aktivitetar innanfor ein region skal vurderast i høve til den etablerte beredskapen i den aktuelle regionen ved hjelp av såkalla gap-analysar. Ein slik analyse er gjennomført for Statfjord seinfase-prosjektet. Analysen viser at den etablerte oljevernberedskapen i denne regionen vil vere dekkjande for eventuelle oljesølhendingar knytte til Statfjord seinfase-prosjektet.

2.4 Vurderingar, konklusjonar og vilkår

Oljedirektoratet har vurdert geofaglege, ­reservoarmessige, utbyggingstekniske, miljø­messige og økonomiske forhold i samband med Statfjord seinfase-prosjektet. Ut frå desse vurderingane rår direktoratet til at endra PUD for Statfjordfeltet blir godkjend, med dei vilkåra som er tekne med nedanfor. Vilkåra skal medverke til å sikre ei forsvarleg utvikling av ressursane i Statfjordfeltet og områda rundt.

Olje- og energidepartementet sluttar seg til dei vurderingane som Oljedirektoratet har gjeve ovanfor. På denne bakgrunnen set departementet desse vilkåra, jf. petroleumslova § 10-18 andre ­leddet:

• Rettshavarane skal gjennomføre ein ny ­forkastingsanalyse for dei forkastingane som er kritiske for dei regionale trykkeffektane som følgjer av Statfjord seinfase-prosjektet. Forkastings­analysen skal fokusere på vasstrøyming gjennom forkastingane og illustrere uvissa i grunnlagsdata og tolkingar. Analysen skal ­leggjast fram for Oljedirektoratet innan ­31. desember 2005.

• Operatøren skal overvake den regionale trykkutviklinga etter oppstarten av nedblåsinga. Overvakinga skal omfatte systematisk datainnsamling, oppdatering av modellar og nød­vendige analysar. Resultata skal formidlast regelmessig til dei utvinningsløyva som blir påverka av trykkfallet i Statfjordfeltet. ­Operatøren skal utarbeide ein plan for innhald og gjennomføring av overvakinga. Planen skal leggjast fram for Oljedirektoratet til god­kjenning innan 1. mars 2006.

Arbeids- og sosialdepartementet (ASD) har lagt fram endra PUD for Statfjordfeltet for Petroleumstilsynet (Ptil). Tilsynet har vurdert planen med utgangspunkt i dei krava som kjem fram i § 20 i rammeforskrifta, og konkluderer med at ­utbygginga kan gjennomførast innanfor ­forsvarlege rammer for tryggleik og arbeidsmiljø. Ptil rår til å knyte visse vilkår til godkjenninga. ASD sluttar seg til Ptils vurderingar og rår av omsyn til tryggleik og arbeidsmiljø til at endra plan for utbygging og drift av Statfjordfeltet blir godkjend, med desse vilkåra:

• Når Statfjord A, B og C oppnår ein alder på 30 år, Statfjord A i 2007, Statfjord B i 2011 og ­Statfjord C i 2014, skal operatøren søkje om å forlengje levetida i samsvar med opplysningsforskrifta § 5 bokstav f, jf. òg dokumentasjons­omtalen i rettleiinga til opplysningsplikt­forskrifta § 6.

• Operatøren skal dokumentere gjennomføring av prosessar der målsetjinga er å redusere HMS-relatert risiko så langt som det er ­praktisk mogleg, i tråd med ALARP 9 -prinsippa.

ASD understrekar at det er viktig at Statfjord seinfase-prosjektet tek erfaringane frå hendinga på Snorre A, brønn 34/7-P 31 A, 28. november 2004, med i planlegging og gjennomføring av bore- og brønnaktivitetane, i og med at dei operasjonelle forholda liknar. Trykkforholda i formasjonane kan føre til problem med å halde oppe tilstrekkeleg brønnintegritet. ASD ber Statoil vere spesielt merksam på desse forholda.

I høyringsfråsegnene har det ikkje kome fram noko som tilseier at endra PUD for Statfjordfeltet ikkje bør bli godkjend. Operatøren har brukt ­sensitivitetsanalysar i utrekningar og funne at ­prosjektet er lønnsamt og robust. Utrekningar som Oljedirektoratet har gjort, viser òg at prosjektet er lønnsamt, og at det må store endringar til i dei usikre faktorane for at utbygginga ikkje skal vere lønnsam. På denne bakgrunnen vurderer Olje- og energidepartementet det slik at Statfjord seinfase-prosjektet er eit samfunnsøkonomisk svært lønnsamt og robust prosjekt som medverkar til god ressurs­forvalting.

Olje- og energidepartementet gjev si ­tilslutning til endra plan for utbygging og drift av Statfjordfeltet i samsvar med dei planane ­operatøren har lagt fram, og med dei merknadene og vilkåra som går fram av denne stortings­proposisjonen.