St.prp. nr. 53 (1996-97)

Utbygging og drift av petroleumsforekomster i Oseberg Sør

Til innholdsfortegnelse

2 Plan for utbygging og drift av oseberg sør

2.1 Søknad om utbygging og drift av Oseberg Sør

Den 20. desember 1996 mottok departementet fra Norsk Hydro, på vegne av rettighetshaverne, en søknad om godkjennelse av plan for utbygging og drift av petroleumsforekomster i Oseberg Sør. 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

Oseberg Sør er hovedsakelig lokalisert i blokk 30/9, men deler av to strukturer strekker seg inn i blokkene 30/6 og 30/12. Vanndybden på planlagt sted for plattformen er 100 meter.

Figur OSE2.1 Beliggenhet for Oseberg Sør

Figur OSE2.1 Beliggenhet for Oseberg Sør

Kilde: (Kilde: Norsk Hydro)

2.3 Rettighetshavere og eiersammensetning

Oseberg Sør strekker seg over utvinningstillatelsene 079, 104 og 171. Rettighetshaverne er blitt enige om en avtale om samordnet utbygging (unitisering) av Oseberg Sør der deltakerinteressene er som vist i tabell 2.1. Avtalen er sendt inn til departementet for godkjennelse og er for tiden under behandling.

Tabell 2.1 Rettighetshavere og deltagerandeler i Oseberg Sør

Rettighetshavere Utv.til. 079 Utv.til. 104 Utv.til. 171 Oseberg Sør
Statoil (inkl. SDØE) 73,50 % 50,00 % 50,00 % 56,58 %
Norsk Hydro 16,00 % 24,00 % 30,00 % 21,88 %
Saga Petroleum ASA 10,50 % 10,00 % 10,00 % 10,14 %
Norske Conoco AS 11,00 % 7,70 %
Mobil Exploration Norway Inc. 5,00 % 10,00 % 3,70 %

Statoils deltagerinteresse i avtalen for det samordnede feltet Oseberg Sør er fordelt med 38,36 prosent på Statens direkte økonomiske engasjement i petroleumsvirksomheten (SDØE) og 18,22 prosent på Statoils økonomiske andel.

2.4 Feltbeskrivelse

Oseberg Sør er et satellittfelt til Osebergfeltet, som har produsert olje siden 1988. Osebergfeltet er bygget ut med to innretninger (Oseberg A og Oseberg B) på feltsenteret i den sørlige delen av feltet og med en innretning (Oseberg C) i den nordlige delen av feltet. Oljen blir etter prosessering på feltet transportert til oljeterminalen på Stura i Øygarden kommune gjennom rørledningen Oseberg transportsystem (OTS).

Plan for utbygging og drift av gassfasen på Oseberg ble godkjent av Kongen i statsråd 13. desember 1996. Planen innebærer bygging av en ny plattform ved feltsenteret (Oseberg D) som skal bruforbindes med Oseberg A. Det vil bli lagt en ny rørledning for gasstransport fra feltsenteret til Statpipe-ledningen ved Heimdal. Osebergfeltet skal etter planen eksportere gass fra oktober i år 2000.

Plan for utbygging og drift av Oseberg Øst, som også er et satellittfelt til Osebergfeltet, ble godkjent av Kongen i statsråd 11. oktober 1996. Dette feltet skal bygges ut med en plattform med delvis prosessering av oljen før den sendes til feltsenteret for fullprosessering og transport gjennom OTS til Stura. Planlagt produksjonsstart for Oseberg Øst er oktober 1998.

Det har over en lengre tidsperiode vært arbeidet med å utforme avtaler mellom rettighetshavergruppene for å muliggjøre en rasjonell utvinning av ressursene i Osebergområdet, som i denne forbindelse defineres som det samordnede Osebergfeltet (deler av utvinningstillatelsene 053 og 079) samt utvinningstillatelsene 053, 079 og 104.

Utgangspunktet for arbeidet har vært å tilrettelegge for innfasing av prosjektene Oseberg Øst og Oseberg Sør, en samordnet utvinning av tilleggsressurser i nærområdet samt å etablere avtaler for gassamarbeid i området.

Tre av disse avtalene går ut på at en part gis retten til den produserte petroleumen fra en forekomst som strekker seg inn i en annen parts utvinningstillatelse etterhvert som den produseres. Som kompensasjon får den annen part et engangsbeløp eller en kombinasjon av et engangsbeløp og retten til å produsere fra en forekomst som strekker seg over i den første parts utvinningstillatelse. Avtalene er for tiden til behandling i departementet.

Oseberg Sør ble anbefalt drivverdig overfor rettighetshaverne 15. juli 1996. Alle rettighetshaverne hadde 15. november 1996 tiltrådt operatørens anbefaling.

2.5 Utnyttelse av installasjoner på Osebergfeltet

Osebergfeltet produserer nå på platånivå, som utgjør om lag 500 000 fat/dag. Imidlertid er det ventet at produksjonen vil falle i løpet av 1997. Innfasing av satellittfeltene Oseberg Øst og Oseberg Sør i hhv 1998 og 2000 vil derfor bidra til en effektiv utnyttelse av ledig kapasitet i eksisterende prosessutstyr på Oseberg A. Både Oseberg Øst og Oseberg Sør planlegger å benytte seg av prosessutstyret på Oseberg A for sluttprosessering av oljen.

Videre vil det også være ledig kapasitet i rørledningen Oseberg transportsystem ved de planlagte tidspunktene for oppstart av disse satellittfeltene. Både utfra hensyn til samfunnsøkonomi og ressursforvaltning må en slik utnyttelse av ledig kapasitet i eksisterende infrastruktur betraktes som fornuftig med hensyn til målsettingen om at olje- og gassressursene skal gi høyest mulig verdiskaping.

2.6 Geofaglig og reservoarteknisk vurdering

Oseberg Sør består av et kompleks av strukturer som er orientert langs forkastninger som gjennomgående stryker fra nord mot sør. Det er påvist petroleum i 10 forskjellige strukturer. Den foreliggende planen for utbygging og drift omfatter utbygging av 7 strukturer. Hovedmengden av ressursene ligger i Brentreservoarene.

Produksjonsmekanismen på Oseberg Sør er i hovedsak basert på trykkvedlikehold med vanninjeksjon. Injeksjonsvannet hentes fra separate vannprodusenter i Utsiraformasjonen og blandes med produsert formasjonsvann før det reinjiseres i reservoaret.

Ved produksjon av olje vil det samtidig produseres en del assosiert gass. Gass som produseres på Oseberg Sør-plattformen vil bli reinjisert i i to strukturer og dermed bidra til å øke utvinningsgraden for olje. I den ene strukturen vil man veksle mellom injeksjon av vann og gass (VAG) for å optimalisere virkningen.

Oljen fra en av strukturene vil bli produsert med fire horisontale brønner fra det eksisterende feltsenteret på Osebergfeltet. Gassen fra denne produksjonen vil inngå i den normale gassproduksjonen på Oseberg i henhold til en avtale inngått mellom rettighetshaverne på de to feltene.

Det er planlagt i alt 33 brønner i den foreliggende planen for utbygging og drift. Det er imidlertid lagt til rette for at senere utbygging av funn i nærområdet kan knyttes til feltet enten ved brønner fra plattformen eller ved tilknytning fra en undervannsinstallasjon.

Oljedirektoratet mener at operatøren har gjennomført en tilstrekkelig geologisk kartlegging av forekomstene på Oseberg Sør som sammen med en fleksibel utbyggingsløsning tilfredsstiller de krav myndighetene setter til en forsvarlig utnyttelse av petroleumsforekomster på norsk kontinentalsokkel.

Oljedirektoratet mener videre at operatørens planlagte produksjonsmekanismer er en ressursforvaltningsmessig gunstig løsning som bidrar til optimal utnyttelse av oljeressursene.

Oljedirektoratet vurderer utbyggingsplanen for Oseberg Sør til å inneha tilstrekkelig fleksibilitet til å ivareta usikkerheten ved de reservoarmessige egenskapene og til å fase inn eventuelle fremtidige tilknytninger fra de andre strukturene som er omtalt i planen for utbygging og drift.

2.7 Utbyggingsløsning

Før innlevering av planen for utbygging og drift har det vært vurdert flere mulige utbyggingsløsninger. Rettighetshaverne har valgt å søke om utbygging av Oseberg Sør med en ny plattform av stål med utstyr for boring, produksjon, injeksjon og et boligkvarter. Denne innretningen vil kun ha utstyr for 1. trinns separasjon av olje, gass og vann. Oljen og gassen vil deretter bli overført til den eksisterende plattformen Oseberg A for fullprosessering.

Figur OSE2.2 Plattformen på Oseberg Sør

Figur OSE2.2 Plattformen på Oseberg Sør

Kilde: (kilde: Norsk Hydro)

Oljen transporteres deretter gjennom rørledningen Oseberg transportsystem (OTS) til Stura. Videre vil to undervannsinstallasjoner bli knyttet til den nye plattformen for områder som ikke kan nås med brønner fra plattformen. Den nordlige delen av feltet vil bli produsert gjennom 4 brønner boret fra den eksisterende Oseberg B-plattformen på Osebergfeltet.

Den nye plattformen (figur 2.2) vil ha prosessutstyr som kan produsere 14 900 Sm3 (94 000 fat) olje per dag. Boligkvarteret vil ha plass til 100 personer. Oljen fra den nye plattformen vil bli transportert i en ny rørledning til feltsenteret på Oseberg. Fra plattformen vil det bli boret 12 brønner for oljeproduksjon, 9 injeksjonsbrønner og 3 brønner for vannforsyning fra Utsiraformasjonen. Fra undervannsinstallasjonene er det planlagt 2 brønner for oljeproduksjon, 2 injeksjonsbrønner og 1 brønn for vannproduksjon.

Figur OSE2.3 Fremtidig infrastruktur på Osebergfeltet og Oseberg Sør

Figur OSE2.3 Fremtidig infrastruktur på Osebergfeltet og Oseberg Sør

Kilde: (kilde: Norsk Hydro)

I tillegg vil oljen fra en av strukturene bli produsert med 4 horisontale brønner fra det eksisterende feltsenteret på Oseberg.

Figur 2.3 viser den fremtidige infrastrukturen på feltsenteret på Oseberg (inkludert den godkjente gassbehandlingsplattformen Oseberg D) samt den planlagte utbyggingsløsningen på Oseberg Sør.

Operatøren har i planen for utbygging og drift tatt sikte på kvantumsmåling av olje og gass med større usikkerhet enn gjeldende forskrift foreskriver. Dette er begrunnet ut fra foreliggende tekniske begrensninger.

Oljedirektoratet forutsetter i utgangspunktet at målesystemer for såvel olje- og gasseksport samt målesystem for brensel og fakling bygges og opereres iht gjeldende forskrifter. Oljedirektoratet vil ta stilling til eventuelle avvik fra forskriftene når søknader for de ulike målesystemene fremmes.

Oljedirektoratet har gjennomgått dokumentasjonen som ligger til grunn for den valgte utbyggingsløsningen og støtter valget som er foretatt av rettighetshaverne. Spesielt fremhever Oljedirektoratet fleksibiliteten mhp plassering av brønner som positiv for å ivareta reservoarmessig usikkerhet.

2.8 Ressurser og produksjonsplaner

Ressursene som omfattes av den foreliggende planen for utbygging og drift er spredt på en rekke forekomster. De fleste av disse forekomstene har bare vært boret med en undersøkelsesbrønn. Usikkerheten i ressursberegningen for hver enkelt forekomst er derfor stor. Generelt er reservoarene forventet å ha dårlig eller middels dårlig kvalitet, noe som medfører at den forventede utvinningsgraden er lav. Totale tilstedeværende oljeressurser i Oseberg Sør er av operatøren beregnet til 159,2 mill Sm3. Av dette er det beregnet at 53,5 mill Sm3 olje er utvinnbare ressurser, noe som gir en utvinningsgrad på 34 prosent. For det produserende Osebergfeltet regner en med en utvinningsgrad på over 60 prosent.

I tilknytning til oljeforekomstene på Oseberg Sør er det variable mengder med gass oppløst i oljen (assosiert gass). For tre av forekomstene er det i tillegg en kappe med fri gass over oljen. I den foreliggende planen for utbygging og drift er det kun den assosierte gassen det foreligger produksjonsplaner for. Dette utgjør 11,4 mrd Sm3 utvinnbar gass. Den frie gassen er anslått til å utgjøre 12 mrd Sm3 utvinnbar gass. Denne gassen er ikke inntatt i den foreliggende planen pga at tidlig uttak av gass fra gasskappen vil være ødeleggende for oljeproduksjonen. Det antas at det kan bli aktuelt å produsere den frie gassen etter om lag 15 års oljeproduksjon.

I området rundt Oseberg Sør er det gjort 3 funn og identifisert 19 prospekter. Dette er prospekter som ved eventuelle funn kan bli tilknyttet Oseberg Sør enten ved brønner fra plattformen eller ved tilknytning via undervannsinstallasjoner. De 3 funnene kan også bli aktuelle for tilknytning til Oseberg Sør hvis de kan gjøres økonomisk utvinnbare.

Planlagt produksjonsprofil for Oseberg Sør er vist i figur 2.4. Oljeproduksjonen er forventet å være på sitt høyeste nivå i år 2001 og vil da utgjøre 124 000 fat/dag. Gassproduksjonen er på sitt høyeste i år 2002 med 1,07 mrd Sm3, tilsvarende 18 400 fat oljeekvivalenter per dag.

Figur OSE2.4 Planlagt produksjonsprofil for Oseberg Sør

Figur OSE2.4 Planlagt produksjonsprofil for Oseberg Sør

2.9 Kostnader

Totale investeringskostnader for Oseberg Sør er anslått til 7,6 mrd kroner. Kostnadene fordeler seg på følgende hovedelementer:

Kostnader
Kostnadselement (mill kroner)
Prosjektstyring 222
Dekksanlegg 2 864
Bærestruktur 321
Marine operasjoner 514
Oljerørledning 200
Modifikasjoner på Oseberg A 450
Boring og komplettering 2 200
Undervannsinstallasjoner 600
Reserve/forsikring 229
Totalt 7 600

Investeringsprofilen for Oseberg Sør er vist i figur 2.5. Investeringene er sammenholdt med gjeldende prognoser for totale investeringer i oljevirksomheten på norsk sokkel. Investeringene for Oseberg Sør er på sitt høyeste nivå i 1999 og 2000 og utgjør da hhv 4,5 og 5,5 prosent av de totale investeringene.

Driftskostnadene, inkludert tariffer og CO2-avgift, er anslått til å variere mellom et maksimum på om lag 1 mrd kroner i år 2001 og et minimum på om lag 240 mill kroner i 2020.

Det er inngått avtaler mellom de ulike rettighetshavergruppene om tariffer for prosessering av olje og gass på Osebergfeltet samt avtaler om tariffer for transport av olje til Stura og for lagring av gass i Osebergfeltet. Detaljavtalene for tariffer er undertegnet av alle rettighetshaverne og er til behandling i departementet.

Oljen fra rørledningen til feltsenteret vil bli tatt opp på den eksisterende Oseberg A-plattformen for ferdigprosessering. I den forbindelse er det behov for å installere en oljevarmer på Oseberg A-plattformen. Modifikasjonene på feltsenteret vil også innebære utstyr for tilkopling til prosessanlegget samt kostnader ifm brønnene som bores fra Oseberg B. Modifikajonsarbeidet er forutsatt samordnet med nødvendig modifikasjonsarbeid ifm tilknytningen for Oseberg Øst. Kostnadene for utstyret som må installeres på Oseberg A og Oseberg B bæres av rettighetshaverne på satellittfeltene. Ved driftsstart overføres eiendomsretten til utstyret vederlagsfritt til det samordnede Osebergfeltet. Osebergfeltet overtar samtidig ansvaret for drift og vedlikehold av dette utstyret.

For den delen av Osebergforekomsten som strekker seg inn i utvinningstillatelse 104 har det samordnede Osebergfeltet ervervet retten til petroleumen etterhvert som den produseres. Den fysiske utvinningen skal foregå fra plattformen på Oseberg Sør. Kostnadene for utstyret som må installeres på Oseberg Sør bæres av rettighetshaverne på det samordnede Osebergfeltet. Ved driftsstart er planen at eiendomsretten til utstyret overføres vederlagsfritt til det samordnede Oseberg Sør. Oseberg Sør overtar samtidig ansvaret for drift og vedlikehold av dette utstyret. Avtalene er for tiden til behandling i departementet. Ved en eventuell godkjennelse vil departementet sikre at SDØEs interesser er ivaretatt.

Oljedirektoratet har utført egne kostnadsestimeringer for Oseberg Sør som ikke viser noen avvik av betydning fra operatørens tall.

Figur OSE2.5 Investeringsprofil for Oseberg Sør sammenholdt med totale norske investeringer.

Figur OSE2.5 Investeringsprofil for Oseberg Sør sammenholdt med totale norske investeringer.

2.10 Fremdriftsplan

Produksjonen fra Oseberg Sør er planlagt å starte opp i februar i år 2000 for brønnene som bores fra Oseberg B-plattformen, mens produksjonen fra Oseberg Sør-plattformen er planlagt å starte opp i august i år 2000. Gjennomføringen av utbyggingsprosjektet er planlagt til å ta om lag 37 mnd fra godkjennelse av planen til produksjonsstart.

Prosjektering og fabrikasjon av plattform og dekksanlegg er planlagt å starte i 1997 og 1998. Tidsplanen forutsetter at prosjektet godkjennes av Stortinget før sommeren 1997. En senere tidspunkt for godkjennelse vil kunne føre til en utsettelse av fabrikasjonsaktiviteter og produksjonsstart.

Departementet og Oljedirektoratet mener at operatørens fremdriftsplaner for prosjektet er realistiske mhp gjennomføringstid.

2.11 Kontraktsstrategi og gjennomføring

Oseberg Sør-utbyggingen vil bestå av en bunnfast plattform med delvis prosessering. Understellet vil være i stål. Plattformen skal bygges etter industriens egne konseptløsninger, men være basert på Hydros designbasis og funksjonelle krav. Videre vil det installeres to undervannsanlegg knyttet til plattformen. Den delvis prosesserte oljen vil transporteres i rørledning til Oseberg A. For å ta imot denne oljen vil det måtte foretas enkelte modifikasjoner på denne plattformen.

Hydro har gått ut med en samlet forespørsel på dekksanlegg og bærestruktur, men med mulighet til å splitte den opp hvis ønskelig. Kontrakten vil ha et EPC-format, det vil si at kontraktør vil få ansvar for engineering, innkjøp og fabrikasjon. Kontrakten for dekksanlegg og bærestruktur vil bli tildelt i juli 1997, forutsatt PUD-godkjennelse.

Hydro har inngått en intensjonsavtale med engineeringsselskapet Bentec om bygging av borepakken. Bentec har igjen gått inn på en intensjonsavtale med Nymo i Grimstad om fabrikasjon av borepakken. Vinner av kontrakten for dekksanlegget vil overta Hydros avtale med Bentec.

Modifikasjonsarbeidet på Oseberg feltsenter vil tildeles i to separate kontrakter. Modifikasjonsarbeid i 1997 er tildelt Umoe som en del av eksisterende rammekontrakt. Modifikasjonsarbeid etter 1997 vil tildeles som en EPC-kontrakt i april 1997.

Kontrakten for marine operasjoner tildeles 1. juli. Anbudskonkurransen for denne jobben er begrenset til selskapene Heeremac og Saipem, de eneste selskapene som eier fartøy med tilstrekkelig løftekapasitet.

Kontraktene for undervannsanleggene og rørledninger tildeles mot slutten av 1997.

Hydro vil selv tilrettelegge for innkjøp på en del områder, også der de har tildelt EPC-kontrakter. Dette gjøres for å sikre standardiseringsgevinster og for innkjøpene som er tidskritiske. Innkjøpsordrene vil bli overført til kontraktør på de områdene en EPC-kontrakt foreligger.

2.12 Disponering av innretningene

Plan for disponering av innretningene er ennå ikke laget. En mulig løsning for Oseberg Sør er fjerning av stålstrukturen og dekksutstyret. Alle brønner vil bli plugget igjen og etterlatt i henhold til gjeldende regler. Fjerningskostnadene er anslått til 560 mill 1997-kroner.

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

2.13 Lønnsomhetsberegninger

Både operatørens og departementets lønnsomhetsberegninger presenteres.

2.13.1 Operatørens lønnsomhetsberegninger

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

- Dollarkurs: 6,50 kr/USD
- Oljepris: 15 USD/fat (97,50 kr/fat)
- CO2-avgift: 0,85 kr/Sm3
- Produksjonsperiode: 2000-2020
- Fastverdi- og diskonteringsår: 1996
- Gassproduksjon 10,82 mrd Sm3
- Oljeproduksjon 51,52 mill Sm3

Det er forutsatt at den assosierte gassen som følger med oljen blir lagret ved Oseberg A. Forutsatte mengder av olje- og gassproduksjon er her lavere enn tidligere oppgitte reserveanslag. Dette har sin årsak i at med de reservene som beskrives i planen for utbygging og drift, vil det ikke være lønnsomt å produsere etter år 2020. Man regner det imidlertid for svært sannsynlig at tilleggsressurser fra omkringliggende funn og prospekter vil fases inn slik at faktisk produksjon varer utover 2020 og at hele det oppgitte reserveanslaget blir produsert. 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%.

Tabell 2.2 Operatørens økonomiberegninger for prosjektet (1996-kroner)

Nåverdi 7% Nåverdi 10% Internrente Balansepris 7%
Før skatt 5 660 mill 4 060 mill 28 % 68 kr/fat
Etter skatt 2 030 mill 1 320 mill 19 % 62 kr/fat

2.13.2 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, produksjon og tariffer er lagt til grunn. CO2-avgiften er inkludert som kostnad. Med disse forutsetningene vil produksjonen være lønnsom til og med år 2022 slik at det vil bli produsert 52,21 mill Sm3 olje. Det er også utført beregninger for 20% lavere oljepris og 20% høyere kostnader (investeringer og driftskostnader ekskl. tariffer).

Tabell 2.3 Departementets lønnsomhetsberegninger for prosjektet (1997-kroner)

Nåverdi 7% Nåverdi 10% Internrente Balansepris 7%
Før skatt 8 450 mill 6 280 mill 35,0 % 68 kr/fat
20% lavere pris 4 290 mill 2 670 mill 23,2 %
20% økte kostn. 7 640 mill 4 800 mill 27,0 % 73 kr/fat

Tariffer for prosessering, transport og gasslagring utgjør en betydelig del av de prosjektøkonomiske kostnadene for Oseberg Sør. Disse kostnadene innebærer imidlertid en overføring av midler fra eierne av Oseberg Sør til eierne av Osebergfeltet og Oseberg transportsystem utover de økte driftskostnadene som disse påføres. For å beregne den samfunnsøkonomiske verdien av prosjektet må derfor tariffene trekkes ut som kostnad og nåverdien av de økte kostnadene for Oseberg og OTS legges til. CO2-avgiften er inkludert for å reflektere miljøkostnaden ved utbyggingen. Resultatene av en slik beregning er vist i tabell 2.4. Med disse forutsetningene vil produksjonen være lønnsom til og med år 2024 og det vil bli produsert 52,79 mill Sm3 olje.

Tabell 2.4 Departementets samfunnsøkonomiske beregninger for prosjektet (1997-kroner)

Nåverdi 7% Nåverdi 10% Internrente Balansepris 7%
Før skatt 11 040 mill 8 300 mill 41,3 % 54 kr/fat
20% lavere pris 6 860 mill 4 510 mill 30,7 %
20% økte kostn. 10 052 mill 6 540 mill 32,8 % 60 kr/fat

Dersom operatørens anslag for fjerningskostnader inkluderes i beregningene, reduseres nåverdien i prosjektet med om lag 560 millioner kroner.

Utbygging av Oseberg Sør er et meget lønnsomt prosjekt med svært god robusthet overfor lav oljepris og økte kostnader. Utnyttelse av eksisterende infrastruktur i området medfører at den samfunnsøkonomiske lønnsomheten blir spesielt god.

2.14 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 Oseberg Sør kan gjennomføres innenfor sikkerhets- og arbeidsmiljømessig akseptable rammer gitt i lover og forskrifter.

2.15 Lokalisering av drifts- og baseenhet

Norsk Hydro 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. Under ordinær drift antas et behov for 24 personer på plattformen til enhver tid, totalt 70 ansatte. Driftsenheten for Oseberg Sør vil bli samordnet med Norsk Hydros driftsorganisasjon i Bergen. Antall årsverk her er anslått til 20 i driftsfasen. Norsk Hydro vil benytte basen på Mongstad som forsyningsbase for Oseberg Sør.