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LE STATUT JURIDIQUE DES PLATES-FORMES PETROLIERES. Mémoire de D.E.S.S. de Droit Maritime et Droit des Transports Faculté de Droit et de science politique d’AIX - MARSEILLE. Directeur de recherche : Monsieur Christian SCAPEL. Pierre-Jean BORDAHANDY. Année universitaire 1997-1998.

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LE STATUT JURIDIQUE DES PLATES-FORMES PETROLIERES.

Mémoire de D.E.S.S. de Droit Maritime et Droit des Transports Faculté de Droit et de science politique d’AIX - MARSEILLE.

Directeur de recherche : Monsieur Christian SCAPEL.

Pierre-Jean BORDAHANDY. Année universitaire 1997-1998.

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Le statut juridique des plates-formes pétrolières

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A mes maîtres, A mes parents, A mes amis

Le statut juridique des plates-formes pétrolières. Pierre-Jean BORDAHANDY

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Je tiens ici à exprimer mes très sincères remerciements pour leur aide précieuse à :

− Ingrid AARSTAD − Arne STAVLAND − Elisabet STEPHANSEN − Per DUUS − Trond GERTSEN − Geir GRINDHAUG − Torunn JORGENSEN − Guro Mona OPPEN − Bjørn RISNES − Martin SELLEVOLL du NORWEGIAN PETROLEUM

DIRECTORATE.

− Knut KAASEN − Erik Røsæg de la faculté de Droit d’Oslo

− Eliane CHASSERIAUX. − Xavier DELCHIARO de la compagnie pétrolière ELF

− Kjell G. BJERKE − Neil J. FERGUSON de la compagnie TRANSOCEAN

− Alain-Michel CHAUVEL. − Lionel RAYNAUD du BUREAU VERITAS

− Le Professeur Armel KERREST de l’Université de Bretagne Occidentale

− Laurent FEDI étudiant à la faculté de droit et science politique d’Aix – Marseille.

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Le statut juridique des plates-formes pétrolières

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« LE STATUT JURIDIQUE DES PLATES-FORMES PETROLIERES »

INTRODUCTION. PAGE : 4

I°°°°PARTIE L’occupation du domaine maritime par les plates-formes pétrolières. 10 (Fonction de la mer / définition du navire)

I°°°° CHAPITRE L’occupation au regard des fonctions de la mer. 10 I°°°° SECTION L’implantation au regard du droit de la mer. 11

§I°°°° L’influence du découpage des zones maritimes sur l’exploitation pétrolière. 13 §II °°°°L’influence d’autres règles du droit de la mer sur l’exploitation pétrolière. 20

II°°°° SECTION L’implantation au regard du droit pétrolier de l’Etat côtier. 24 §I°°°° Attribution des concessions et de la licence. 25 §II°°°° La validation du PDO et l’attribution du consent. 28

II°°°° CHAPITRE L’occupation de la mer par référence à la définition du navire. 33 I°°°° SECTION Caractéristiques des plates formes avant l’exploitation… 34

§I°°°°Nature juridique des engins mobiles avant exploitation. 34 §II°°°°Régime juridique des engins mobiles avant exploitation. 40

II°°°° SECTION …La fonction pétrolière les caractérise toutes. 45 §I°°°° Nature juridique des plates-formes pétrolières pendant l’exploitation. 45 §II°°°° Régime juridique des plates-formes pétrolières pendant l’exploitation. 50

II.°°°°PARTIE L’occupation problématique du domaine maritime par les installations pétrolières. 57 (risques de la mer / risques du puits)

I°°°° CHAPITRE L’occupation problématique des plates-formes due a leur présence en mer. 57 I°°°° SECTION La gestion des risques de la mer par les plates-formes en dehors de toute exploitation pétrolière. 58

§I°°°° L’abordage. 58 §II°°°° L’assistance maritime. 61 §III°°°° Les avaries communes. 62 §IV°°°° La limitation de responsabilité. 63

II°°°° SECTION La gestion des risques de la mer par les plates-formes pendant l’exploitation pétrolière. 65 §I°°°° L’abordage lors des phases pétrolières. 65 §II°°°° L’assistance maritime lors des phases pétrolières. 67 §III°°°° La limitation de responsabilité lors des phases pétrolières. 67

II°°°° CHAPITRE L’occupation problématique des plates-formes due a leur activité. 70 I°°°° SECTION La gestion du problème de la pollution pétrolière. 71

§I°°°° Conventions internationales contre la pollution marine. 71 §II°°°° Conventions régionales contre la pollution marine. 74 §III°°°° L’apport du droit communautaire en matière de pollution marine. 76 §IV°°°°La solution norvégienne en cas de dommages causés par une installation pétrolière. 77

II°°°° SECTION La fin des activités pétrolières. 79 §I°°°° Notion d’épave de plate-forme pétrolière. 80 §II°°°°Démantèlement des plates-formes pétrolières. 81

ANNEXE I PETROLEUM ACT. 85 ANNEXE II SAFETY DECREE. 94 ANNEXE III THE ARRANGEMENT OF REGULATORY SUPERVISION. 105 ANNEXE IV CODE MARITIME NORVEGIEN. 113 ANNEXE V NPD CASES. 116 ANNEXE VI CODE MODU 121 BIBLIOGRAPHIE. 124 PLAN DETAILLE. 127

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INTRODUCTION : Homme libre, toujours tu chériras la mer ! La mer est ton miroir ; tu contemples ton âme Dans le déroulement infini de sa lame, Et ton esprit n’est pas un gouffre moins amer. Comment mieux que Charles BAUDELAIRE dans son poème « L’homme et la mer » parler des relations que l’homme entretient avec la mer. L’auteur fait allusion à la liberté, au danger et au respect que lui inspire la mer ; ce sont ces mêmes préoccupations qui ont animé les juristes de droit maritime depuis fort longtemps. Ces générations de juristes ont contribué à conférer au navire un cadre juridique lors des activités qu’il est susceptible de mener notamment en mer. Mais la créativité humaine semble sans limites, avec les plates-formes pétrolières l’homme « se jette à la mer » au moyen de structures qui détonent dans le paysage maritime. C’est donc un nouvel objet de droit qui vient aujourd’hui défier l’édifice juridique élaboré par des années de pratique maritime. La question jaillit alors telle une évidence :

Quel est « Le Statut juridique des plates formes pétrolières » ?

• Avant toute chose existe t il un intérêt à répondre à cette question ?

1°Du point de vue théorique : Notre problème est symptomatique de la difficulté qu’a le droit de manière générale à s’ordonner face à des activités toujours plus complexes et plus spécifiques. Néanmoins il y a si ce n’est une nécessité, au moins une utilité à appréhender correctement le concept de plate-forme pétrolière. A ce propos rappelons la réponse de Confucius à un disciple qui lui demandait si les classifications étaient nécessaire. Oui répondit le maître, sans les catégories, la justice se rendrait en plus ou moins, les arts se perdraient, les hommes n’auraient plus le goût de la danse et des rites et finalement ne sauraient que faire de leurs dix doigts. Les arguments en faveur de la recherche d’un statut juridique des plates-formes pétrolières sont par ailleurs nombreux.

2°Du point de vue pratique :

Selon le conseil mondial de l’énergie, en 1990, 51%de nos besoins en énergie étaient couvert par le pétrole et le gaz, à hauteur de 31,7% pour le pétrole et de 19,3% pour le gaz.1 Selon Monsieur Dominique GALLOIS cet état de chose n’est pas susceptible d’évoluer en faveur d’autres énergies. Bien au contraire avec notamment un regain d’intérêt pour le gaz, énergie dite « plus propre » et bon marché même par rapport au nucléaire.2 Ceci même si la pénurie n’est pas loin comme l’affirme un géologue américain Craig HALFIELD.3 Mais les avis sont partagés à ce niveau.4 Enfin 20% de l’approvisionnement mondial provient de l’exploitation pétrolière offshore.5

1 Le monde 20 Avril 1996, page 8. 2 Le monde 8Avril 1997, page 1. 3 Le monde 10Mai 1997, page 29 « Les réserves mondiales seront épuisées en 2036 ». 4 GEO mai 1998 page 154 « Pétrole un monde de brut » par Catherine GUIGON « les experts estiment à environ un demi-sciècle de consommation le niveau des réserves probables ». 5 Journal de la marine marchande du 6 Février 1998 page 269

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L’activité pétrolière en mer, productrice de richesse est donc loin d’être marginale6 et les compagnies pétrolières concentrent désormais leurs efforts sur l’exploration et la production7.

De surcroît les intérêts français sont en ce domaine très nombreux, « La France occupe dans l’industrie pétrolière, mais qui le sait ? le 4° rang dans le monde et ce, malgré l’absence de marché national. » nous dit en substance Jean ALLEAUME.8

Ainsi de nombreuses entreprises françaises ou à capitaux pour partie Français, interviennent dans ce secteur (Doris engineering9, Coflexip Stena offshore10, IFREMER11, Forasol-Foramer, CGG, COMEX, SEDCO FOREX12……) Il apparaît clairement que les activités offshore de recherche et de production de pétrole vont aller en s’accroissant13 surtout si l’on considère que un tiers des gisements potentiels de la planète sont situés dans l’offshore profond, (plus de deux cent mètres), et dans les régions polaires.14.

Pour toutes ces raisons cette activité humaine dans laquelle sont parfois en jeu des intérêts contraires colossaux nécessite que l’on s’y intéresse, et justifie selon nous l’étude des règles qui lui sont applicables.

• Quel est l’objet de notre étude ?

A. Il s’agit des plates-formes pétrolières, mais que faut il entendre par « plate forme pétrolière » ?

Nous dirons dans une première approche qu’il s’agit d’un objet de droit. Pour avoir les idées claires sur ce que sont les plates-formes, il convient de donner quelques détails techniques très sommaires en nous limitant à ce qui a de l’importance du point de vue juridique. Les plates-formes pétrolières sont généralement présentées et classées de deux manières différentes 1° Présentation fonctionnelle :

La fonction donnée à une plate-forme pétrolière est susceptible d’être de deux nature. - En premier lieu une plate-forme pétrolière peut être chargée du forage d’un puits et de

tester les ressources ou le comportement du gisement. Il s’agit ici à priori d’opérations préliminaires de courte durée (maximum un an).

- Ensuite une plate-forme pétrolière peut être chargée de la production sur un gisement identifié comme présentant des ressources importantes. Les opérations nécessitent ici un équipement adapté à la production et au traitement du pétrole ou du gaz.

6 Le Marin 16 Janvier 1998 Article sur l’importance stratégique de l’exploration et de la production d’hydrocarbures pour les années futures, entrevue avec Monsieur Olivier APPERT, directeur général adjoint de l’IFP (Institut Français du Pétrole). 7 Le monde 24 Décembre 96, page 3. 8 Journal de la marine marchande du 6 Février 1998 page 270 9 Le Marin 25 Juillet 1997 page 17. 10 Le Marin 16 Janvier 1998 page 22. 11 Le Marin 16 Janvier 1998 page 29. 12 Journal de la marine marchande 27 juin 1997 page 1520. 13 GEO Mai 1998 page 149 « L’offshore profond a décollé en 1994-1995 ». 14 Thèse Gildas ROSTAIN « le déplacement des plates-formes de forage » PARIS II 1987.

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Ce qu’il faut retenir de tout cela, c’est que les caractéristiques techniques des engins amenés à travailler sur un même champ, soit successivement soit simultanément, vont être très différentes à cause de la nature différente des fonctions dont il seront chargés.

2° Présentation structurelle : Il existe deux grandes familles d’engins offshore, la distinction se faisant en fonction de leur support.

a) Les supports posés sur le fond de la mer :

- Les plates-formes submersibles : celles-ci sont généralement tractées jusqu’à leur destination, puis faisant l’objet d’un ballastage elles vont se poser sur le lit de la mer. Ce sont généralement des structures en béton armé précontraint, aux dimensions titanesques. 15. Ce type d’installation étant spécialement prévu pour le champ auquel elles sont affectées, l’exploitation sera dans ce cas de longue durée, ce qui explique l’investissement matériel fait par les compagnies16.

- Les plates-formes fixes : assemblées sur site, reposent sur le fond sans jamais être appelées à flotter Ces deux premiers type d’installations sont aujourd’hui de plus en plus rares à cause de l’investissement qu’elles représentent (submersibles en béton) et des possibilités limitées en terme de profondeur (fixes en acier). Notre intérêt (réduit en ce qui concerne leur nature maritime) portera surtout sur leur démantèlement.

- Les plates-formes auto élévatrices ou « jack-ups » : Flottent jusqu'à leur destination et descendent leurs pieds pour prendre appui sur le sol.

b)Les supports flottants :

- Les plates-formes semi-submersibles : une fois rendues sur zone ballastent leurs coques afin de s’enfoncer dans l’eau tout en restant en état de flottaison. Ces plates-formes prennent ainsi appui sur des eaux moins agitées que celles de la surface ce qui leur confère ici une plus grande stabilité.

Trois variantes de ces plates-formes : • Semi-submersible ancrée, donc rattachée au sol par des ancres • Semi-submersible à positionnement dynamique, c’est à dire maintenue en

place par une force de propulsion couplée à un repérage par satellite. • Semi-submersible à lignes tendues, c’est à dire reliée au sol par tout un réseau

de lignes tendues qui en assurent ainsi la stabilité(TLP, Tension Leg Platform).

- les navires de forage ou « drill ship » : ce sont des navires spécialement conçus pour

le forage mais ils peuvent aussi avoir une activité de production. Maintenus en place soit par un système de positionnement dynamique soit au moyens d’ancres, ces unités sont capables d’opérer à de très grandes profondeurs.

- Les FSO (unité flottante de stockage et de déchargement en mer)ou les FPSO (unité

flottante de production, stockage et de déchargement en mer)17

15 Le monde 17 Mai 1995, page 20 « TROLL » une plate-forme de production de gaz plus haute que la tour Eiffel. 16 Le monde 9 Mai 1997, page 14 pour une plate-forme de production de pétrole (HIBERNIA) sensée résister aux iceberg descendant du Saint-Laurent, 24 milliards de Francs. 17 Le Monde 18 Mai 1996 page 18, Françoise NIETO nous parle de « révolution de la culture navale » concernant ces « navires ».

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La vision la plus juste de ce que sont les plates-formes pétrolières consiste à combiner l’approche fonctionnelle et structurelle. Ainsi une semi-submersible peut aussi bien faire du forage que de la production. Inversement, une plate-forme submersible n’est pas à priori utilisable pour des opérations de forage. Il serait selon nous trop réducteur et par conséquent faux de n’étudier qu’un seul type de plates-formes pétrolières 18 au motif « que les solutions sont très hétérogènes suivant le type d’installation choisie »ceci d’autant plus qu’il s’agit ici du statut juridique des plates formes pétrolières. D’autre part, nous adopterons une conception assez large de la notions de plates-formes pétrolières. 19 Seront ainsi visées les activités pétrolières dans leur ensemble qu’il s’agisse de production de pétrole ou de gaz.20 Notre étude portera sur les installations situées à la surface et ayant un lien avec un puits de pétrole qu’il s’agisse de forage ou de production. Sont donc exclues du champ de notre étude les installations purement sous marines (pipelines…). On peut s’interroger sur l’utilité d’un champ d’investigation aussi large, mais il est selon nous justifié par le fait que ce qui est prédominant chez ces engins, c’est l’activité pétrolière dans laquelle ils sont engagés.

B. Que faut il entendre par « statut juridique » ?

Le statut d’un objet c’est sa position par rapport à un ordre déjà établi. Il s’agit de l’ensemble des textes fixant les garanties fondamentales accordées à un corps.21 Il faut donc avoir défini les règles qui s’appliquent à un objet pour pouvoir le classer. Le statut juridique d’un objet consiste à rechercher le droit qui lui est applicable. Notre étude a ainsi pour objet de mettre en évidence les règles applicables aux plates formes pétrolières telles que précédemment définies afin de pouvoir les classer par rapport aux autres occupants de la mer. Toutefois nous l’avons vu, les grandes différences structurelles qui séparent les installations rendent complexe la définition d’un statut juridique homogène pour toutes les plates-formes pétrolières. « Mieux vaut donc renoncer à tout classification a priori, et pour déterminer le statut des installations, rechercher à propos de chaque règle utile aux navires si son adaptation est ici opportune » 22. Nous irons cependant au delà de l’étude des seules règles de droit maritime applicables à ces plates-formes à cause de leur fonction, à savoir l’exploitation de gisement pétrolier.

18 LE STATUT JURIDIQUE DES PLATES FORMES PETROLIERES Corinne LE CHAPELAIN DUESS de droit des activités portuaires ROUEN 1992-1993. 19 Ceci à l’instar de la législation Norvégienne qui regroupe ces unité sous une même réglementation dés lors qu’elles se livrent à des activités pétrolières cf. annexe n° 1 page 85 Petroleum Act 1996 Section 1-6 definitions + annexe n° 3 arrangement regulatory for supervision page 105. 20 Pour plus d’information techniques sur les différents types de plates-formes voir : L’Encyclopédie Universalis édition 1989 page 810 21 Définition de statut dans le petit Larousse illustré édition 1983 page 956 22 Martine REMOND-GOUILLOUD « Quelques remarques sur le statut des installations pétrolières en mer » DMF 1977 page 677.

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• Quel sera ensuite le cadre général de nos recherches, c’est à dire les outils qui vont être les nôtres pour tenter de définir le statut juridique des plates-formes pétrolières ?

Le problème principal qui se pose à nous tient au fait que les plates-formes pétrolières pour reprendre un mot à la mode actuellement constituent l’interface entre le monde maritime et le monde pétrolier. De fait il y aura d’emblée deux couches de droit applicables à ces structures, à savoir le droit maritime et le droit des activités pétrolières. 1. Le droit maritime traite de manière classique des risques que la mer fait courir aux engins

maritimes et a ce titre il sera intéressant de voir à quel niveau il est applicable au plates-formes pétrolières.

Les sources du droit maritime sont diverses (Nationales, Européennes, Internationales, OMI, CMI,)

2. Le droit pétrolier concerne plus spécifiquement les risques pétrolier et l’activité pétrolière de ces engins. Il s’agit donc ici davantage d’un droit minier concernant la gestion des ressources, la manière d’exploiter les puits. Ce droit doit être recherché dans les législations nationales de chaque Etat accueillant des activités pétrolières sur « sa zone de souveraineté »

3. De plus un droit assez récent a aussi une influence considérable dans le domaine maritime, il s’agit du droit de l’environnement. Si le droit maritime, le droit de mer, le droit des activités pétrolières contiennent des dispositions concernant l’environnement, l’émergence d’un droit exclusivement de l’environnement est assez récente. Sans nous lancer dans un débat sur l’autonomie de ce droit nous qualifierons ainsi les règles dont le but unique est la protection de l’environnement. Notre analyse portera sur les aspects maritimes de ce droit sans nous attarder sur les autres branches de ce droit.(ex : sommet de la terre à Rio 1992, sommet de New-York 1997, convention sur la protection de la couche d’ozone…) Il y a deux principales sources de ce droit de l’environnement (le droit de la mer mis à part) :

A- Les conventions PNUE (Programme des nations unies pour l’environnement).

Le PNUE a été créé en 1972 par l’assemblée générale des Nation Unies pour traiter à un niveau régional des problèmes d’environnement et en particulier de l’état des océans (Regional Sea Programme).

B- Le droit communautaire traite également de l’environnement, que ce soit par l’intermédiaire de textes régissant une activité particulière (la pêche et la gestion des ressources halieutiques) ou bien que ce soit directement (résolution du 19 juin 1990 relative à la prévention des accidents causant une pollution marine…)

4. Enfin ces activités ayant lieu en mer, il nous faudra immanquablement traiter du droit de la Mer.

La mer n’est plus seulement une voie de communication mais l’objet sinon d’emprise tout au moins d’assise des Etats, il faut savoir à quelle condition il est licite d’implanter des structures sur celle-ci et où les situer. Le statut des plates-formes pétrolières sera donc en premier lieu déterminé par cette implantation. Le droit de la mer, droit international public est le fruit d’une lente évolution qui s’est concrétisée en 1958 lors des 4 conférences de Genève et en 1982 avec la convention de Montégo-Bay rédigée sous l’égide de l’ONU (United Nations Convention on the Law of the Sea UNCLOS).

En résumé la caractéristique essentielle des problèmes juridiques posés par les plates-formes pétrolières tient à la grande hétérogénéité des règles auxquelles il faudra se référer.

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• Quel est le but d’une telle étude ?

Il n’est pas question ici de résoudre les difficultés posées par les engins offshore, notre ambition est seulement d’identifier les problèmes qui sont posés par ces engins et éventuellement lorsque cela est possible de tenter d’apporter des réponses. Trois questions principales surgissent lorsque l’on parle d’installations pétrolière en mer :

OU, QUOI, COMMENT ?

- Où sont susceptibles d’évoluer ces installations, c’est à dire quel est le régime juridique de leur

implantation. - Quoi, c’est à dire quelle est la nature juridique des plates-formes pétrolières, quelle est leur

qualification. - Comment s’opère la gestion des risques générés par la présence en mer de telles structures.

Nous avons émis l’idée selon laquelle le droit a souvent des difficultés à appréhender des activités modernes de nature complexe. Cela se traduit au niveau des plates-formes pétrolières par une impression d’inadéquation des règles classiques sous la double perspective de la nature et de la fonction de ces engins. Pourtant de nombreuses règles gouvernent l’activité de ces structures, c’est pourquoi il nous semble judicieux de devoir nous attarder sur leur étude. Ce n’est donc pas l’absence de droit qui est ici la source de nos interrogations, mais plutôt l’extrême hétérogénéité des règles applicables qui font du statut juridique des plates-formes pétrolières un puzzle compliqué mais passionnant. C’est pourquoi nous porterons notre effort sur l’organisation de ces différentes couches de droit de manière à présenter un ensemble homogène de règles applicables aux plates-formes pétrolières.

• Comment procéder ?

Pour présenter ce nouvel objet de droit nous partirons comme nous le suggère la première phrase du poème « homme libre » de l’idée de liberté. Il faudra ainsi déterminer les contours de la liberté qu’ont les plates-formes pétrolières d’occuper la mer. Nous y consacrerons notre première partie relative à l’occupation du domaine maritime par les plates-formes pétrolières. I°°°°L’occupation du domaine maritime par les plates-formes pétrolières. Une fois posé ce cadre général de l’occupation de la mer par les plates-formes pétrolières, il nous faudra dans une seconde partie traiter des problèmes que peuvent rencontrer ces structures dans leur occupation du domaine maritime. II°°°°L’occupation problématique du domaine maritime par les plates-formes pétrolières.

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I°°°° PARTIE

L’occupation du domaine maritime par les plates-formes pétrolières. Les plates-formes pétrolières nous l’avons vu précédemment opèrent dans deux dimensions :

- Sur le fond de la mer. - A la surface des océans.

Il paraît alors tout naturel de devoir traiter du statut juridique des plates-formes pétrolières par rapport à ces deux domaines. Il est intéressant de voir à ce propos que le problème fondamental relatif à étude avait déjà été clairement posé par le Professeur RODIERE,23 « de nos jours, la mer sans perdre sa fonction primordiale, est le champ ouvert aux convoitises qu’attisent les richesses de son sous-sol et de son sol. Sur la mer circulent ou sont postés des engins qui n’ont plus une fonction de transport. » Comme nous l’indique l’auteur, en ce qui concerne les plates formes pétrolières il faut s’interroger sur deux choses :

- Comment est assurée la compatibilité de la nouvelle fonction attribuée à la mer (réservoir de ressources minérales) avec ses fonctions plus traditionnelles (moyen de circulation, réservoir de ressources organiques) ?

- Quelle est la compatibilité entre la définition du navire et les caractéristiques des plates-formes pétrolières ? Car le navire, objet central du droit maritime privé, paraît requérir une définition assez ferme pour que, suivant l’application qui en sera faite, telle ou telle règle du droit maritime puisse opérer ou doive être repoussée.

Cette double perspective des fonction de la mer et de la définition du navire guidera nos développements et nous conduira à traiter dans un I°°°° Chapitre : L’occupation par référence aux fonctions de la mer, puis dans un II°°°° chapitre : L’occupation par référence à la définition du navire.

I°°°° Chapitre : l’occupation au regard des fonctions de la mer. Il s’agit dans cette partie de parler du problème de l’implantation des plates-formes pétrolières, or deux choses vont rentrer en ligne de compte a ce niveau. D’une part comment le droit de la mer organise t-il cette nouvelle fonction de la mer par rapport à ses fonctions plus traditionnelles.24 I°°°° Section : L’implantation au regard du droit de la mer. Une fois ce point examiné il nous faudra ensuite voir de quel manière les Etats côtier en accord avec le droit de la mer administrent ces implantations. Il nous faudra par là procéder à l’étude de législations nationales concernant l’implantation et l’activité pétrolière dans les zones ressortissant de leur compétence. II°°°° Section : L’implantation au regard du droit pétrolier de l’Etat côtier.

23 JCP 1978 n°2880 « faut-il réviser la définition classique du navire ? » 24 Cours polycopiés de droit maritime général, Professeur P. BONASSIES édition du 01/01/1994 page 1 Les règles du droit de la mer « informent le destin juridique des entreprises maritimes ».

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I°°°° Section : L’implantation au regard du droit de la mer. Qu’appelle t-on droit de la mer ? Il s’agit en fait du droit public international de la mer, c’est à dire « le droit qui règle les rapports des Etats concernants l’utilisation de la mer et l’exercice de leurs pouvoirs sur les espaces maritimes ».25 Avant l’émergence à proprement parler d’un droit de la mer, fut instaurer le principe de liberté des mers par les anglais qui, compte tenu de leur suprématie en matière maritime, avaient tout intérêt a pouvoir circuler librement.26 Ce principe que certains voudraient sacro-saint27, était fondé sur deux idées :

- L’impossibilité d’occupation durable : La mer dans sa vaste étendue n’est pas susceptible de propriété publique ou privée, la mer ne peut être possédée.

- L’usage inépuisable des ressources : Argument qu’emploie la loi romaine « naturali jure communia sunt omnium haec :aer, aqua, profluens et mare ». Tout ce qui est d’un usage inépuisable par sa nature n’est pas fait dit-elle, pour tomber en propriété, car quiconque en deviendrait propriétaire ne pourrait en tirer par la plus d’usage qu’il n’en tirait dans l’état d’indivision. Ainsi en empêchant les autres d’en jouir il nuirait à autrui sans bénéfice pour lui même, ce qui est contraire au droit de la nature. La pleine mer est inépuisable pour tous les usages auxquels elle est capable de se prêter.

C’est précisément ces deux idées que l’exploitation pétrolière en mer est venue infirmer et qu’il est apparu l’utilité d’une appropriation de la mer. C’est au fin réglementer cette appropriation de la mer par les Etats qu’est apparus le droit international public de la mer. Le processus de son élaboration est assez long et tumultueux. De manière générale il s’est agit pour les nations industrialisées d’instaurer une appropriation (plus ou moins grande selon les zones) sur leur espace maritime de proximité et pour les pays en voie de développement de tenter de minimiser les effets d’une déficience de technologie pour l’exploitation des richesses que la mer recèle dans son fonds ou son tréfonds. Constitué par un ensemble de règles coutumières le droit de la mer a été codifié pour la première fois en 1958 par la conférence de Genève sur le droit de la mer qui a donné le jour à quatre conventions :

- Sur la haute mer. - Sur la mer territoriale et la zone contiguë. - Sur le plateau continental. - Sur la pêche et la conservation des ressources biologiques.

La convention de 1958 qui a donné aux Etats riverains la propriété du sol et du sous sol marin sur le plateau continental a du préciser qu’elle ne modifiait rien au statut des eaux sur-jacentes, de sorte que la fonction de la mer, voie naturelle ne s’en trouve a priori pas modifiée. Pourtant nous le verrons les plates-formes pétrolières vont bel et bien s’implanter à la surface des mers et ainsi constitué autant d’obstacles à la navigation. La seconde conférence sur le droit de la mer ayant échouée une troisième conférence fut organisée et après de nombreuses sessions fut adopté la convention de Montégo-Bay (Jamaïque)sur le droit de la mer le 10 décembre 1982.(UNCLOS en anglais United nation convention on the law of the sea).

25 R. RODIERE, droit maritime précis dalloz 12° édition 1997 n°1 26 Le célèbre ouvrage de Grotius de 1609 « Mare liberum »reprend ce principe. 27 GIDEL, M.SCELLE

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La convention sur le droit de la mer appelée plus couramment Convention de Montego-Bay (CMB) est entrée en vigueur le 16 novembre 1994 soit un an après le dépôt du 60° instrument de ratification par le Guyana.28 La France a autorisé la ratification tant de la Convention que de l’accord relatif à la partie XI par une loi du 21 décembre 1995 (JORF 22 décembre 1995).29 Cette nouvelle codification internationale du droit de la mer a repris dans sa majorité les dispositions de la convention de 1958 en précisant certains points (limites du plateau continental) et a consacré l’existence des Zones Economiques Exclusives (ZEE). Mais surtout et c’est certainement la partie qui a posé le plus de problèmes (partie XI), cette convention a donné a donné un statut juridique aux grands fonds de la mer, c’est à dire ce qui se trouve après le plateau continental. La résultante de ces deux conventions constitue le droit de la mer et notre propos n’est pas ici de reprendre de manière détaillée les débats qui ont agités l’élaboration des différents textes (les douze session de la III° conférence) ni de retracer l’historique de la création des deux textes.30 Le but de cette partie est de poser les règles générales du droit de la mer ayant un effet sur l’exploitation pétrolière. Le droit de la mer informe le destin de l’exploitation pétrolière à six niveaux :

- Par la définition des différents espaces marins (délimitation, responsabilité, droit et juridiction sur ces espaces…) : mer territoriale, zone contiguë, ZEE, plateau continental, haute mer.

- Etablissement des plates-formes pétrolières en conciliation du principe de liberté de la

navigation par la création de zones de sécurité de taille raisonnable.

- Obligation d’enlever les installations ou ouvrages abandonnées ou désaffectés(dont les plates-formes) afin d’assurer la sécurité de la navigation compte tenu des normes internationales généralement acceptées (lignes directrices de l’OMI).

- Etablissement de règles relatives à la zone comprenant les fonds marins et leur sous-sol situés

au-delà des limites de la juridiction d’un Etat côtier (différentes parties contractantes ont émis des réserves sur ces dispositions).

- Dispositions générales imposant aux parties contractantes de prendre des mesures de

protection et de préservation du milieu marin et de lutte contre la pollution (en particulier contre la pollution par immersion, par les navires, résultant d’activité relative aux fonds marins ou d’origine atmosphérique).

- Devoir de coopération des parties contractantes ( au niveau mondial ou régional) pour lutter

contre la pollution établir des règles et normes communes, promouvoir la recherche scientifique…

Toutefois cette influence du droit de la mer sur l’exploitation pétrolière se manifeste surtout dans un premier temps par le découpage qu’elle opère des différents espaces maritimes et dans un second temps par l’instauration de règles générales ayant des effets sur l’activité pétrolière.

28 Le droit positif Français en 1994 par Pierre BONASSIES DMF 1995 page 3. 29 Le droit positif Français en 1995 par Pierre BONASSIES DMF 1996 page 5. 30 Pour les débats doctrinaux et la pratique notamment du principe de liberté des mers voir Patricia GADEN Thèse « les superports pétroliers » PARIS X (Nanterre) 1984 page 344 à 348.

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Il nous faut donc suivre cet ordre pour parler dans un premier § du découpage des zones maritimes par le droit de la mer, et dans un deuxième § des autres règles influençant l’activité pétrolière.

§I°°°° L’influence du découpage des zones maritime sur l’exploitation pétrolière.

31 Il nous est impossible de présenter toutes les dispositions du droit de la mer, ce schéma à pour vocation d’en rappeler synthétiquement les principaux éléments, de manière à ce que nous puissions nous consacrer aux seules disposition ayant un intérêt pour notre étude. La plate-forme pétrolière va venir s’implanter sur le sol marin au fin d’extraction, se faisant elle occupera aussi une place en surface, c’est cette dualité de position qui est la source de la plus grande difficulté. Difficulté qui résulte du fait qu’après la mer territoriale le sol et la surface des mers obéissent à deux principes directeurs différents (appropriation du sol / liberté des mers)

31 Copie d’un schéma paru dans SUD-OUEST du 20/11/94.

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A. La plate-forme pétrolière est implantée sur le fond de la mer.

En prenant en considération le seul fond de la mer, les plates-formes pétrolières sont susceptibles de s’implanter dans trois zones différentes : Le sol de la mer territoriale, le plateau continental, les grands fonds. Nous laisserons de coté l’implantation dans la mer territoriale, le droit de la mer n’ayant que peu d’intérêt pour un tel type d’implantation qui ne pose pas le problème de dualité de situation juridique puisque sol et surface sont soumis au même régime :La souveraineté de l’Etat côtier. L’article 21(1,b) de la convention de 1982 conférant à l’Etat côtier la charge de réglementer ces installations « conformément aux règles du droit international ». 1. La plate forme s’implante sur le plateau continental.

La création du plateau continental a été une démarche politique ou plus exactement économique et procède de l’idée que certaines ressources de la mer sont épuisables, qu’il y a donc nécessité de se les approprier. La déclaration du président TRUMAN en 1945 avait bien pour objet de légitimer l’appropriation Etatique de ces ressources renfermées par la mer, mais il s’agissait là d’une simple déclaration politique. L’argument technique évoqué à l’époque pour justifier une telle appropriation était celui de la prolongation en mer du territoire de l’Etat riverain, en tant que continuité physique. Cet argument fut vivement critiqué par certains auteurs « que le plateau continental soit la prolongation des continents est probable ; ce n’est pas certain. On ne peut fonder une théorie juridique sur une théorie géologique non vérifiée »32 La Convention de Genève sur le plateau continental de 1958 eut donc pour but de justifier juridiquement l’appropriation par l’Etat riverain de cette partie de la mer, celle de 1982 a réaffirmé ces droit et en a crée d’autres. a) les définitions données par le droit de la mer.

La définition du plateau continental nous est donné par l’article 1° de la Convention de 1958 : « Il s’agit du lit de la mer et du sous sol des régions sous-marines adjacentes aux côtes du continent ou des îles, mais situé en dehors de la mer territoriale ».(Cf. schéma supra) Ceci doit être agrémenté de la précision apporté par l’article 3 qui dispose que les droits des Etats côtiers sur le plateau continental n’affecte pas le régime des eaux surjacentes. Une définition identique du plateau continental nous est donnée par l’article 76 de la Convention de 1982 et le principe de l’absence de droit de l’Etat côtier sur les eaux surjacentes est réaffirmé par l’article 78. Cependant la Convention de 1982 a eu pour objectif de remédier à l’imprécision du critère d’exploitabilité fixé à la limite extérieure du plateau continental. Désormais cette limite est fixée à 200 milles (article 76 alinéa 1) voir 350 milles ou 100 milles à partir de l’isobathe des 2500 mètres(article 76 alinéa 4) au maximum lorsque la géologie spécifique du plateau constitue la prolongation « naturelle » du continent pour reprendre l’arguments précédemment évoqué. Mais dans tous les cas où l’Etat riverain désire fixer la limite extérieure du plateau au-delà des 200 milles, la CMB (convention de Montégo-Bay) a prévu l’intervention de la commission des limites du plateau continental.

32 M.REMOND « L’exploration en mer et le droit » éditions Technip paris 1970 page 13. Ainsi que R.RODIERE « on ne la fonderait pas d’avantage sur théorie géologique certaine ».

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Malgré l’absence de cette commission cela n’avait pas empêché trois Etats de prétendre à un plateau s’étendant au-delà des 200 milles en 1993.33 Une autre définition nous parait ici importante à donner, il s’agit de celle de la zone économique exclusive (ZEE), car une plate-forme pétrolière sera parfois implantée simultanément sur le plateau continental d’un Etat côtier et sur sa ZEE. Création de la CMB, la (ZEE) est définie par les articles 55 et 57 comme étant la zone qui s’étend de la ligne de base de la mer territoriale jusqu'à une distance de 200 milles. Une autre ambition de la convention de 1982 était celle de revenir sur le critère relatif à la délimitation des plateaux d’Etats ayant des cotes adjacentes ou se faisant face. On sait que la troisième conférence a longtemps hésité entre la règle équidistance - circonstance spéciales et la règle des principes équitables. La CMB a finalement retenu des principes différents . Les articles 74 et 83 respectivement relatifs à la délimitation de la ZEE et du plateau continental ont prévu que la délimitation est opérée par voie d’accord conformément au droit international tel qu’il est visé à l’article 38 du statut de la C.I.J. afin d’aboutir à une solution équitable. Ce qui conduit certains auteurs34, à regretter le caractère faiblement juridique de tels principes même si ils conviennent de la viabilité du système ainsi instauré. Une dernière définition nous parait devoir être ici donnée, il s’agit de celle d’île. Au sens de la convention de 1958, article 10(1°) « une île est une étendue naturelle de terre entourée d’eau qui reste découverte à marée haute ». Une définition similaire se retrouve dans l’article 121(1°) de la CMB avec des précisions sur les rochers émergeants. Il semble peu probable de pouvoir assimiler une plate-forme pétrolière à une île, c’est ce que nous confirme explicitement les articles 5(4°) de la convention de 1958 et 60(8°) de la CMB : « les îles artificielles, installation ou dispositifs, n’ont pas le statut d’îles ». Si cette définition du plateau continental était nécessaire, ce qui est capital pour notre étude c’est la définition de la nature des droit des Etats riverains. b) Nature des droits des Etats riverains.

C’est ici la pierre angulaire de notre raisonnement, il est selon nous capital d’identifier les prérogatives que le droit de la mer attribue aux Etats côtiers, car se faisant il pose la base du droit des activités pétrolières dans les zones à influence Etatiques. Trois catégories de prérogatives sont conférées aux Etats par le droit de la mer : • Prérogatives d’administrer des zones maritimes. La justification juridique des droits des Etats sur ce plateau continental est apparue pour la première fois en 1958 avec la convention de Genève sur le plateau continental qui pose le principe dans son article 2 : « l’Etat côtier exerce sur son plateau continental les droit souverains aux fins d’exploration et d’exploitation des ses ressources naturelles ». La CMB dans son article 77 reprend de manière à peu prés identique l’article 2 de la convention de 1958 et confère dans son article 56 des droits similaires à l’Etat côtier sur sa ZEE.

33 Le droit de la mer dix ans après Montégo-Bay par J.P.BEURIER et P.CADENAT, DMF 1993 page 435. 34 Le droit de la mer dix ans après Montégo-Bay par J.P.BEURIER et P.CADENAT, DMF 1993 page 451-452.

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Une première analyse s’impose, le plateau continental est un espace maritime soumis à des

compétences finalisées cela par opposition aux espaces maritimes soumis à la souveraineté

de l’Etat côtier. Cela veut dire que l’Etat côtier exerce sur le plateau continental une souveraineté limité à deux buts spécifiques : « Au fins de l’exploration et de l’exploitation de ses ressources naturelles ». Mais concernant le plateau continental ces droit ne concernent que les ressources du plateau proprement dit, c’est à dire les ressources minérales ou autres ressources non biologiques des fonds marins et de leur sous sol, ainsi que les organismes qui appartiennent aux espèces sédentaires. Ce qui distingue le plateau continental de la ZEE pour laquelle ces droit souverains s’étendent à l’ensemble des ressources naturelles. Force est de constater que lorsque il existe une ZEE, l’étendue spatiale des droits de l’Etat riverain jusqu'à la distance des 200 mille se trouve être doublement garantis par l’article 76 précité et par l’article 57. Ce qu’il faut retenir de ces dispositions, c’est que si l’Etat côtier a obtenu des droit exclusifs sur ces ressources, il se doit de les gérer au mieux. Cette idée est explicite dans l’article 61 sur la ZEE, sous tend la logique de la CMB de manière générale et doit donc s’appliquer aux ressources visées par l’article 77. Mais nous en conviendrons le contrôle est ici impensable. • Prérogatives sur les structures. Le contenu de l’article 5(4°) de la Convention de 1958 qui prévoyait que « Ces installations ou dispositifs, tout en étant soumis à la juridiction de l’état riverain… » se retrouve dans celui de l’article 60(1°)« l’Etat côtier à le droit exclusif de construire, d’autoriser et de réguler la construction, l’activité et l’usage de… » Si l’article 60 concerne a priori les installations qui se trouvent dans la ZEE, son contenu est applicable mutatis mutandis au plateau continental nous dit l’article 80(1°). Il est à noter que la compétence de l’Etat côtier sur ces structures est affirmé à deux reprises en ce qui concerne la ZEE, puisque l’article 56(1)(b)(i) affirme sa juridiction sur l’établissement, et l’usage de ces structures. Les pouvoirs ainsi conférés aux Etats riverains sont assez larges, il s’agit d’une manière générale de juridiction et plus précisément nous dit l’article 60(2) de compétence en matière fiscale, douanière, sanitaire, et surtout de sécurité. Ce qui on le présage va poser un certain nombre de problème lorsque ces structures possèdent un pavillon, dans ce cas seul un examen des lois nationales réglementant l’activité de telles structures sera susceptible de nous offrir une réponse • Prérogatives relatives à un certain type d’activités. La CMB vient ajouter des éléments spécifiques au droit de l’Etat côtier concernant l’exploitation pétrolière dans son article 81. Ainsi « l’Etat côtier a le droit exclusif d’autoriser et de réguler les opérations de forage pour quelque but que ce soit ». Cet article est en quelque sorte le couronnement de la logique de la CMB car il correspond parfaitement aux idées de gestion des ressources, de régulation des activités notamment pétrolières par l’Etat côtier. Un dernier article de la CMB nous paraît devoir être analysé concernant l’implantation des plates-formes pétrolières sur le plateau continental, l’article 82 qui prévoit une sorte de rétribution à « l’autorité » lorsque l’exploitation pétrolière a lieu sur le plateau continental mais au-delà des 200 milles. En faisant appel à « l’autorité », cet article pose déjà le problème de l’implantation des plates-formes pétrolières dans des zones ou l’Etat riverain possède de moins en moins de prérogatives.

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Nous venons d’analyser brièvement les compétences de l’Etat riverain sur son plateau continental, sur la ZEE ainsi que sur les structures susceptibles de s’y implanter. Avant que d’analyser les conséquences de telles dispositions sur la surface et notamment sur le principe de liberté des mers on peut se demander si une plate-forme pétrolière pourrait s’implanter au-delà du plateau continental ?.

2. La plate-forme peut-elle s’implanter au-delà du plateau continental. La question peut paraître saugrenue au premier abord, mais nous sommes tentés de penser que si, à l’instar du plateau continental, il y a quelque intérêt à implanter une structure dans les grands fonds marins, la manifestation pratique ne se fera pas attendre. C’est bien évidemment d’une manière inattendue, comme pour défier le droit, que se prépare une première avancée dans ce sens avec l’arrivée du projet « SEA LAUNCH »35. Il s’agit là de placer une plate-forme semi-submersible au niveau de l’équateur pour bénéficier au maximum de l’effet de fronde lié à cette position lors du lancement de fusées. Bien que positionnée en haute mer il n’y a en l’occurrence aucune liaison avec le fond, le but n’étant pas d’extraire du minerai. Néanmoins on peut considérer qu’il s’agit là déjà d’un pas de plus dans l’occupation de la mer. Le régime des grands fonds fait l’objet d’une partie XI de la CMB qui a posé de nombreux problèmes lors de l’élaboration de la convention. L’article 136 de la CMB énonce que « la zone » c’est à dire les grands fonds marins au delà des plateaux continentaux, et ses ressources, sont « le patrimoine commun de l’humanité » et que les ressources de cette zone ne seront susceptibles d’appropriation que sous le système prévu par la CMB.. Pour mettre en œuvre ce principe la Convention prévoit la création de deux institutions : D’une part, l’autorité, organe de délibération et de décision, qui comprend tous les Etats signataires de la convention. D’autre part, l’entreprise, organe d’action chargé de l’exploitation de la zone. En plus de susciter de nombreuses questions sur le fonctionnement de ces deux organes (Si « l’autorité » concède les licences pourrait-elle prendre des part dans celle-ci, comment se ferait la rétribution au titulaire du fond (l’humanité)… ?). On s’interroge sur l’existence de ces deux institutions des nations unies qui n’ont à ce jour pas été créées, ce qui nous laisse dubitatif en ce qui concerne l’exploitation des grands fonds ainsi que de la partie du plateau continental située au-delà des 200 milles pour laquelle, l’Etat riverain doit une rétribution à l’autorité. Toutefois il est à noter que de nombreux accords sur la partie XI sont intervenus postérieurement à la signature de la CMB avec notamment l’adhésion de l’Union Européenne (JOCE 20 août 1994,n°l.215),36 et que la France a obtenu de l’ONU l’autorisation d’opérer comme « pionnier ».37 Que donc si dans un premier temps cette partie à provoqué une levée de bouclier de la part des pays industrialisés, dans un second temps l’idée de patrimoine commun de l’humanité du Dr PARDO semble avoir fait son chemin.38

35 Le monde 21 novembre 1996, page 27 « un meccano oceano-spatial » 36 DMF 1995 Le droit positif Français en 1994 page 3, par Pierre BONASSIES. 37 Law of The Sea Bulletin, n°12,december 1988,page 39-40. 38 The international Law of the Sea, E.D. BROWN volume I page 445 à 477 sur le contenu de la partie XI et l’évolution de la position des Etats au fil des discutions.

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B. La plate-forme pétrolière occupe une place à la surface de la mer. La seconde inconnue de notre équation concernant l’implantation des plates formes pétrolières est relative au sort que le droit de la mer réserve à ces installations dans leur implantation à la surface. Après avoir concédé des droits de souveraineté sur le plateau continental aux Etats côtiers et organisé cette nouvelle fonction de la mer du point de vue du sol, le droit de la mer s’est vu assigner la charge de rendre cela compatible avec des utilisations plus traditionnelles ayant lieu en surface ou dans les eaux. Le point de départ de notre analyse consiste à rappeler qu’en tout état de cause les droits de l’Etat riverain, que ce soit sur leur plateau continental ou bien sur leur ZEE, ne portent en aucune manière sur le statut des eaux surjacentes. Ce que nous indique l’article 78 et l’article 58 de la CMB tout comme le faisait en son temps l’article 3 de la Convention de 1958 par l’affirmation du statut légal des eaux surjacentes et de la liberté laissée aux Etats tiers, principe de liberté des mers. Mais cette liberté conditionnelle depuis 1958 l’est doublement depuis 1982.

1. Conditionnelle d’abord par l’instauration dès 1958 de zones de sécurité autour des plates-formes pétrolières, c’est à dire des zones qui par exception au principe de liberté des mers sont interdites à la circulation maritime de même qu’à toute autre activité. L’article 60(3) (applicable selon l’article 80 mutatis mutandis au plateau continental), précise que l’Etat riverain a le devoir lorsque cela est nécessaire d’établir ces zones et d’en donner communication à tous les intéressés. Or pour tout ce qui est relatif à la circulation maritime c’est un autre organisme des Nation Unies qui prend ici le relais : l’OMI39. Ainsi l’établissement de zones de sécurité doit se faire dans la mesure du possible en accord avec les grandes routes de la navigation maritime et la résolution A.671(16) de l’OMI incite les Etats à étudier les conséquences de l’octroi d’une licence au regard de la circulation maritime. Selon la section 7 de la résolution A572(14) de l’OMI, une zone de sécurité qui serait de manière permanente sur le tracé d’une route maritime, devrait faire l’objet d’une soumission à l’organisation dans le but d’adopter un amendement au tracé de cette route. Il nous faut ici distinguer les zones de sécurité des zones de restriction du droit d’ancrer et de pêcher, car les premières interdisent même le simple passage de navires et sont généralement établies pour des installation qui occupent une place à la surface. Il ne semble pas possible de décréter des zones de restriction du droit d’ancrage et de pêche pour des installations telles que câbles et pipes lines sous-marin, c’est en tout cas ce qui résulte d’une décision de la direction des pétroles Norvégiens (NPD)..40 On notera au passage en lisant la décision que ce faisant le NPD assimile l’interdiction de

pêche et d’ancrage à l’établissement d’une zone de sécurité au regard du droit international.

Or pourtant les zones de sécurité sont obtenues automatiquement par l’implantation en surface d’une installation pétrolière et font l’objet d’un décret royal en Norvège, alors que les zones de restrictions doivent elles faire l’objet d’une demande au « minister of local government ». Un autre problème souvent évoqué pour ces zones de sécurité concerne leur taille ; l’article 60(5) précise que a priori cette zone ne devrait pas dépasser les 500 mètres et renvoie à la consultation de « standards internationaux »pour la détermination de la taille de ces zones41 dans des situations précises.

39 OMI ( organisation maritime internationale IMO en anglais) 40 cf. annexe n°5, NPD CASES, cas n°1, page116. 41 Sur les différentes résolutions de l’OMI concernant les zones de sécurité lire The International Law of the Sea volume I E.D. BROWN éditions Dartmouth page 273 note n°14.

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Dans sa résolution A.671(16) (recommandation 1c) l’OMI donne des standards en ce qui concerne la navigation à proximité d’installations offshore. Les Etats sont ici relativement respectueux de ces limites à l’atteinte de la liberté de circulation et n’autorisent que très exceptionnellement et pour des motifs de sécurité absolue des zones de sécurité de taille supérieure. Un exemple assez significatif nous a été donné en mer du Nord par une installation dont les ancres s’étendent au-delà des 500 mètres sur le sol marin. La compagnie qui avait demandé l’extension de sa zone de sécurité au-delà des 500 mètres s’est vu refusé un tel droit par la direction des pétrole Norvégiens (NPD) après avis du ministère des affaires étrangères. Un autre exemple concernant une zone de restriction, nous a été donné par le NPD ; il s’agissait en l’occurrence d’un groupe d’installations sous-marines bénéficiant d’une zone de restriction du droit d’ancrage et de pêche qui en demandait l’extension aux autorités Norvégiennes de manière a englober l’ensemble du champ.42 Le NPD a refusé cette demande sur le fondement du principe de la liberté des mers assimilant là encore les zones de restriction du droit d’ancrage et de pêche à des zones de

sécurité.

Ceci montre clairement la volonté de limiter les atteintes au principe de libre circulation en mer par les Etats côtiers qui veillent ainsi au respect, du principe de liberté des mers et plus généralement, du droit de la mer.

2. Doublement conditionnelle ensuite, car en plus de reprendre l’atteinte à la liberté des mers que

constitue l’instauration des zones de sécurité, la Convention de 1982 par l’avènement de la ZEE, limite encore plus cette liberté. La ZEE confère à l’Etat riverain un droit qui s’étend à l’ensemble des ressources naturelles, qu’il s’agisse des ressources biologiques des eaux sous-jacentes ou des fonds marins, ou qu’il s’agisse des ressources minérales des fonds et du sous sol marin (article 56 de la CMB). Ce régime spécifique de la ZEE a pour conséquence de modifier le statut des eaux surjacentes pour lesquelles on ne parle plus désormais de haute mer. Et si il était encore possible de croire en la force absolue du principe de liberté des mers au niveau de la haute mer, des doutes apparaissent clairement dans l’esprit de certains auteurs43 à propos du projet « sea launch ». Car c’est bien une occupation privative de la haute mer à laquelle on assiste avec un tel projet, et si comme nous le dit l’auteur l’article 87 de la CMB semble autoriser « la construction d’îles artificielles » il reste à savoir si l’implantation en haute mer est compatible avec le statut de cette dernière. Quid de l’installation de zones de sécurité en haute mer, d’autant plus que 500 mètres seraient en ce qui concerne le lancement d’une fusée nettement insuffisants. Pourrait-on à l’instar du régime des grands fonds décréter la haute mer « patrimoine commun de l’humanité » ? Nous venons de tracer brièvement les principes généraux posés par le droit de la mer et les délimitations relatives à l’implantation géographique des plates-formes pétrolières qui en résultent, mais le droit de la mer pose aussi d’autres règles qui sont la conséquence de ces principes généraux.

42cf. annexe n°5, NPD CASES, cas n°2, page 117. 43 Armel KERREST « les aspects juridiques du projet sea launch. » revue droit et défense 97/1 page 42.

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§II°°°° L’influence d’autres règles du droit de la mer sur l’exploitation pétrolière. Si la Convention de 1982 a conféré aux Etats les droits que nous avons décrits précédemment, elle met aussi à leur charge un certain nombre d’obligations. Nous avons déjà étudié certaines d’entre elles au travers de l’obligation de réglementer les activités de forage sur son plateau continental article 81, ou bien la juridiction qui est la sienne dans sa ZEE article 56, ou plus prés encore son obligation de dresser des zones de sécurité. Mais la CMB instaure également un certain nombre d’obligations générales dans trois autres domaines ayant un lien avec l’exploitation pétrolière. Font ainsi l’objet d’un vif intérêt de la part du droit de la mer :la pollution, l’abandon des installations en mer et enfin la coopération scientifique entre Etats riverains. A Les règles du droit de la mer en matière de pollution. Dans sa partie XII consacrée à la protection et à la préservation de l’environnement maritime, la CMB met à la charge des Etats riverains un certain nombre de droits et obligations supplémentaires. De manière concrète les articles 192 à 196 font obligation aux Etats de protéger et préserver l’environnement maritime dans l’exploitation que ce soit des ressources biologiques (pêche…) ou que ce soit des ressources minérales. L’article 198 de la CMB fait obligation à l’Etat côtier de notifier aux autres Etats un dommage de pollution imminent ou actuel et de collaborer avec eux dans la lutte contre la pollution (article 199). Plus juridiquement l’article 208 de la CMB fait obligation aux Etats côtiers d’adopter les lois et règlements visant à prévenir réduire et contrôler toute pollution due aux activités par lui autorisées sur le lit de la mer dans les zones dépendant de sa juridiction. Mais surtout, outre le fait de réglementer et de s’entre aider pour lutter contre la pollution, il est fait obligation aux Etats par les articles 204 à 206 de contrôler et de mener des recherches sur les risques de pollution générés par les activités qu’ils ont autorisées sur leur plateau continental. Le droit de la mer étend l’obligation d’agir contre la pollution de deux façon : Par l’article 142 de la CMB qui légitime l’intervention de l’Etat côtier hors de sa mer territoriale pour lutter contre la pollution. Par l’article 197 en édictant un devoir de coopération des Etats au plan régional pour déterminer des standards applicables contre la pollution dans des régions précises compte tenu de leur spécificité ce qui a donné naissance au PNUE (programme des nations unies pour l’environnement).44 Nous aurons l’occasion de revenir sur le PNUE et sur les importantes conventions auxquelles il a donné le jour dans notre dernier chapitre de la II° partie.

44 PNUE ou UNEP a été crée en 1972 par l’assemblée générale des Nations Unies pour traiter à un niveau régional des problèmes d’environnement et en particulier de l’état des océans (regional sea programme)

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B Règles concernant l’abandon des installations en mer. En poursuivant notre examen de la protection par le droit de la mer du principe de liberté des mers, nous constatons que la tolérance de l’occupation de la surface par les plates-formes pétrolières est limitée dans le temps en plus d’être limitée dans l’espace. En effet la Convention de 1982 dans son article 60(3) fait obligation aux Etats de limiter les atteintes portées à la liberté de la navigation par ces structures en procédant à leur démantèlement lorsqu’elles ne sont plus en activité. Toutefois il n’existe aucune obligation de démanteler entièrement les structures devenues inactives, la CMB se contente dans son article 210 de renvoyer à l’Etat côtier la charge et la compétence de réguler l’abandon des installations en mer telles que définies dans l’article 1(b). L’article 60(3) renvoie pour de telles opérations aux standards internationaux généralement acceptés, et c’est l’OMI qui dans sa résolution A.672(16) nous donne ces standards pour le démantèlement des îles artificielles. Or de manière générale le démantèlement des plates-formes pétrolières fixes n’est envisagé que partiellement à cause du coût de ces opérations. Le but étant de restaurer la liberté de navigation, le problème reste selon nous entier car si la liberté de circulation est ainsi recouvrée lors du démantèlement partiel de ces structures, l’atteinte à une autre liberté se pérennise : celle de l’accès pour tous aux ressources ne faisant pas l’objet d’une appropriation exclusive de la part des Etats riverains sur leur plateau continental (article 77 de la CMB). Ainsi les grosses plates-formes fixes submersibles en béton précontraint amenées sur site par remorquage et ballastées pour qu’elles puissent prendre appui sur le sol marin, ne font souvent l’objet que d’un projet de démantèlement partiel (suppression de leur partie supérieure pour permettre à nouveau la circulation maritime). Car il n’est pas certain de pouvoir faire remonter ces structures par un déballastage compte tenu de « l’effet bouchon » qui accompagnerait une telle opération, le démantèlement s’avère dés lors beaucoup plus coûteux. Pour finir de lever le voile sur ce qui sera le problème des 20 prochaines années45 il nous faut ajouter que l’Etat côtier n’a qu’un intérêt relatif au démantèlement total des installations en mer, car le coût d’une telle opération se répercute immédiatement sur les plus values réalisées par les compagnies pétrolières et de ce fait sur les taxes perçues par l’Etat. Mais peut-être est-ce là une fonction de la mer répondant à une ancienne coutume qui est de considérer celle-ci comme une « poubelle »46. Cependant les récents démêlés de l’affaire BRENT-SPAR47 et la pression de l’opinion publique qui s’est émue de l’abandon en pleine mer d’une plate-forme désaffectée semblent faire évoluer la situation à ce niveau.

45 Une centaine d’installations devront être démantelées rien qu’en mer du Nord. 46 Faut-il réviser la définition classique du navire ? R. RODIERE, JCP 1978 n°2880 page 1. 47,Le monde 13 juillet 1995, page 4 / Le monde 20 octobre 1995, page 19 / Le monde 23 octobre 1995, page 14 Le monde 27 octobre 1995, page 20 / Guardian Weekly 8 février 1998 page 7,Le point 28 février 1998 n°1328.

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C Règles relatives à la coopération entre Etats ayant un rapport avec l’activité pétrolière. Il s’agit là d’une des grandes idées ayant animé la CMB ; elle résulte du désir des pays en voie de développement de participer au même titre que les pays industrialisés aux activités maritimes et de ce fait nécessite l’assistance de ces derniers dans les domaines scientifiques et techniques. L’article 200 de la CMB jette le principe du devoir de communication par les Etats du fruit de leurs recherches dans le domaine maritime par l’intermédiaire notamment de l’OMI. Il est aussi fait référence à la promotion de telles recherches par les organismes internationaux compétents. L’article 201 précise cette obligation de communication en ce qui concerne la pollution par l’établissement de standards internationaux. Il est également fait référence ici à l’organisme international compétent donc sans nul doute á l’OMI pour ces questions maritimes. Mais surtout ce sont les articles 202 et 203 qui affirment ce devoir d’assistance des pays industrialisés à l’égard des pays en voie de développement notamment dans les domaines de la coopération en matière de protection de l’environnement. A ce titre la Norvège semble tout à fait répondre aux exigences de la CMB, car par l’intermédiaire de la Fondation PETRAD48 elle assure la promotion de sa culture de l’exploitation pétrolière en mer. C’est en coopération avec l’Agence Internationale pour le Développement que la Fondation norvégienne a établi son programme pour l’exploitation et l’administration pétrolière. Par ses séminaires sur « Petroleum policy and management » et « Management of petroleum operations » la Fondation assure la diffusion du savoir faire norvégien dans des matières aussi variées que la réglementation de la sécurité, la gestion des ressources, la promotion de standards sur la protection de l’environnement, la stratégie énergétique. Ce travail de sensibilisation à la culture de l’exploitation pétrolière en mer a pour fonction de développer un savoir faire, acquis en l’occurrence par la Norvège, mais également de parvenir à une uniformisation des règles applicables. L’effet recherché est d’une part celui défini par la CMB à savoir une bonne gestion et administration de ses ressources par chaque Etat côtier, mais également la diffusion mondiale des standards norvégiens, ce qui a pour effet de rendre les entreprises norvégiennes plus compétitives.

48 PETRAD, C/O NORWEGIAN PETROLEUM DIRECTORATE, P.O. Box 600, N-4001 STAVANGER NORWAY.

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Conclusion de la section I°°°° : En ne tenant pas compte de la ZEE, la différenciation du régime de la haute mer de celui du fond de la mer semble reposer sur un critère physique : le sol et le sous-sol marin relevant d’un régime différent de la masse des eaux et de leur surface. La diversité physique des éléments se traduirait ainsi par une diversification du régime juridique qui leur est applicable. Mais cette distinction n’est qu’apparente, la véritable différence entre les deux régimes provient de la diversité des utilisations de la mer. Lorsque l’avantage qu’elle représente est inépuisable, la mer est libre. Ce caractère correspond au rôle de la mer comme voie de communication, le principe de la liberté reste bien vivant. Mais il s’efface lorsque l’avantage représenté est susceptible d’épuisement, c’est le cas des ressources que la mer recèle et pour en jouir il faut en avoir l’usage exclusif et pouvoir se les approprier. Ce qui a fait dire à un auteur que « le régime d’appropriation de la mer comme réservoir de richesses s’oppose au régime de la mer comme voie de communication, qui reste soumis au principe de liberté ».49 Le problème nous apparaît alors clairement : Y a-t-il compatibilité entre ces deux fonctions de la mer ? L’appropriation suppose que celui qui la réalise dispose d’un certain nombre de compétences, et la coexistence des deux fonctions suppose que les limites de chacune soit précisées. Dès lors le droit de la mer n’a plus seulement le rôle traditionnel d’assurer le respect de la liberté, mais il doit en outre assurer l’équilibre entre les deux formes d’utilisation. C’est à cette analyse que nous nous sommes livré au cours des développements précédents et il semble ressortir de cette étude que le droit de la mer accomplit son œuvre créatrice avec un principe directeur qui se retrouve dans bon nombre de ses dispositions. Que ce soit la Convention de 1958 ou la CMB, en conférant une appropriation exclusive sur ces ressources épuisables aux Etats, le droit de la mer leur donne également le devoir de réglementer, surveiller, contrôler les espaces ainsi exploités. Cette responsabilisation des Etats constitue en fait peut être, plus que l’appropriation, la véritable révolution et le véritable apport du droit de la mer. Bien que nous soyons ici dans le domaine du droit public international où, chacun sait, il est difficile de contraindre un Etat, il ne fait pas de doute que la place de l’ONU dans la communauté internationale donne au droit de la mer une valeur non négligeable. En poursuivant notre analyse il nous faut à présent examiner la manière dont les Etats se sont acquitté de cette responsabilité qui est la leur. L’analyse du droit pétrolier de chaque Etat étant impossible, nous limiterons notre étude à l’examen de la législation pétrolière de la Norvège ; qui même s’il s’agit véritablement là du bon élève est somme toute assez représentative de la complémentarité qui doit exister entre le droit de la mer et les législations nationales concernant les activités pétrolières en mer.

49 M.Remond « l’exploration en mer et le droit » thèse Paris édition technip 1970, page 179.

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II°°°° Section : L’implantation au regard du droit pétrolier de l’Etat côtier. Notre intérêt dans cette partie va porter sur l’obtention par une compagnie pétrolière de l’autorisation de se livrer à des activités sur le plateau continental d’un Etat. En application du droit de la mer de nombreux Etats ont instrumenté leur législation afin de poser le principe de leur appropriation du plateau continental et d’en tracer les contours. - La France par la loi du 30 décembre 1968 relative à l’exploration du plateau continental et à

l’exploitation de ses ressources naturelles.50 - Les Pays Bas par le Outer Continental Shelf Act du 3 décembre 1964. - Le Royaume-Uni par continental shelf act de 1964 - La Norvège par le Royal Decree on the Continental Shelf du 31 mai 1963 et l’Exploration and

Exploitation Act du 21 juin 1963. Par ces dispositions les Etats ont eu pour but de se mettre en règle avec le contenu du droit de la mer et notamment à l’époque de la Convention de 1958. Néanmoins pour ce qui est relatif à l’exploitation pétrolière c’est souvent dans d’autres textes plus spécifiques qu’il faut rechercher les éléments relatifs aux conditions de l’implantation des plates-formes pétrolières. La Norvège a complété sa déclaration de 1963 de dispositions spécifiques aux activités pétrolières par l’adoption du Pétroleum Act (P.A.) dont la dernière mouture date du 29 novembre 1996.51 Cette loi est l’acte de base en ce qui concerne les activités pétrolières, pour les questions touchant la sécurité et la gestion des ressources elle renvoie à deux autres textes qui sont des décret royaux. Mais surtout la Norvège s’est dotée d’une administration compétente pour contrôler l’activité pétrolière sur son plateau continental, le 15 juin 1972 le parlement Norvégien a donc créé la direction des pétroles (NPD). Cette administration dépend de deux ministères, le ministère du pétrole et de l’énergie (pour ce qui est des aspects économiques et énergétiques), le ministère « of local government and labor » (pour ce qui est relatif aux questions de sécurité, de pollution, et de conditions de travail). Elle a pour fonctions d’appliquer la réglementation relative à l’exploitation pétrolière telle qu’elle figure dans le P.A., dans le décret sur la sécurité, et exerce par là même un contrôle étroit sur les compagnies pétrolières. Elle rend d’autre part un certain nombre d’avis lorsque les décisions doivent être prises au niveau ministériel C’est à travers l’étude du système norvégien que nous tenterons de décrire le processus classique d’octroi des autorisations permettant aux compagnies de procéder à des activités pétrolières. Concernant le fonctionnement du système norvégien il nous faut distinguer deux étapes dans ce processus. La première étape consiste pour la compagnie qui désire travailler sur le plateau continental norvégien à obtenir une licence ou plutôt une participation dans une licence ; par cet acte l’Etat norvégien confère des droits pour conduire sur une zone déterminée des opérations préétablies. Il s’agit là d’une étape nécessaire mais non suffisante à l’exercice effectif de l’exploitation pétrolière. Une fois la licence accordée à une compagnie ou à un groupe de compagnies il faut en outre que celles-ci obtiennent de la part des autorités norvégiennes deux autorisations différentes. « N’opère pas qui veut sur le plateau continental norvégien » nous dit en substance un des responsables de la sécurité à la direction norvégienne des pétroles. C’est ce véritable parcours du combattant imposé aux compagnies pétrolières qu’il nous faut maintenant décrire en s’attachant dans un premier temps à l’obtention de la licence et dans un second temps à l’obtention du consent.

50 JORF 31 décembre 1968 n°12404. 51 cf. annexe n°1 Petroleum Act of 29 novembre 1996 n°72, page n°85.

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§I°°°° L’attribution de la licence. A. Description de la législation norvégienne. Nos développements s’appuieront sur deux textes, le P.A. qui est le texte général fixant le cadre des opération pétrolières en Norvège et le décret sur la gestion des ressources dont le but est de fixer les conditions d’octroi des licences. Une précision s’impose à ce niveau, il existe deux types de licences en droit norvégien :

- Licence d’exploration. - Licence de production.

Les deux types de licences sont octroyés par le « Minister of Petroleum and Energy » mais comme leur nom l’indique la première ne confère que des droits d’investigation alors que la seconde permet la production de pétrole. Comme l’indique le chapitre 2 section2-1 du Petroleum Act (P.A.) la licence d’exploration ne garantit nullement à son titulaire l’exclusivité de la recherche pétrolière sur la zone, de même qu’il ne possède avec cette licence aucun droit de préférence pour l’obtention d’une éventuelle licence de production si les recherches s’avèrent positives. L’Etat Norvégien garde donc toute liberté de choisir ses partenaires pour d’ultérieures opérations de production pétrolière. De plus comme nous le verrons le fruit des recherches menées par la compagnie tombe dans le domaine public et cette dernière est obligée d’en faire part à la direction norvégienne des pétroles. Cette liberté de l’Etat est encore plus grande en ce qui concerne l’obtention de la licence de production. Dans le cas de la licence de production le ministère du pétrole et de l’énergie norvégien a les mains tout à fait libres de déterminer les parties à la licence, le pourcentage de participation dans la licence, et surtout l’opérateur. Cela résulte implicitement de la section 3-7 du P.A. qui dit que l’opérateur doit être approuvé par le ministère. Ce choix est totalement discrétionnaire de la part de l’Etat qui prend sa décision lors d’une formation « King in concil » après avis pris auprès d’autorités compétentes entre autre le NPD. La section 10 du décret sur la gestion des ressources précise quels sont les critères utilisés par l’Etat dans son choix ; il est fait référence entre autres à la compétence technique, aux expériences passées que l’Etat a eu avec le solliciteur… La section 1-6 du P.A. définit le terme de licence et d’opérateur et la section 3-7 précise les modalités de changement d’opérateur. Cet interventionnisme assez poussé de l’Etat ne se retrouve pas dans toutes les législations pétrolières et certaines d’entre elles laissent les compagnies libres de choisir leurs partenaires dans la licence, leur pourcentage de participation ainsi que l’opérateur.

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Par l’adhésion à la licence la compagnie pétrolière accepte de se soumettre à la législation pétrolière norvégienne mais en outre elle se doit de ratifier la « joint opérating agreement concerning petroleum activities ». La section 4-7 du P.A. requiert en effet des parties à la licence qu’elles conviennent d’un « agreement » et que ce-dernier fasse l’objet d’une approbation de la part du ministre du pétrole. Il s’agit là non pas d’un véritable « agreement » c’est à dire accord comme le dit le titre, mais plutôt d’un contrat d’adhésion imposé aux compagnies pétrolières par lequel celles-ci s’engagent à collaborer de manière précisément définie par cet accord. La manière est un peu forte mais les résultats semblent positifs, les compagnies sont tenues de s’entendre et leurs relations ainsi que les rôles de chacun y sont clairement fixées. Cela permet surtout à l’Etat de verrouiller strictement les activités pétrolières. Le prix de la licence est en fait constitué par l’investissement qui devra être réalisé par les compagnies pour parvenir à la production. Cet investissement souvent lourd parfois colossal se fait en fonction du pourcentage de participation de chaque compagnie au sein de la licence et c’est ce pourcentage qui détermine également la distribution des fruits de la production de pétrole. L’Etat peut prendre des parts dans les licences selon la section 3-6 du P.A. et c’est ce qu’il faisait par le passé à une hauteur de 51%. Ce n’est plus le cas aujourd’hui à cause de l’investissement colossal qu’une telle participation représente si l’on tient compte du nombre d’installations en mer du Nord. La politique d’attribution des concessions et des licences est d’ailleurs stoppée actuellement en Norvège à cause du volume d’argent de l’Etat qui se trouve ainsi affecté à la production pétrolière du fait de sa participation dans de nombreuses licences, que ce soit directement ou par l’intermédiaire de sa compagnie pétrolière nationale STATOIL. Le décret sur la gestion des ressources détermine dans son chapitre 5 la fixation des taxes et dans son chapitre 7 la nature des relation qui doivent exister entre la licence et l’Etat. Concernant le chapitre7 un accent particulier est mis sur l’obligation d’information de l’Etat par la licence sur la manière dont sont conduites les opérations et leur conformité avec ce qui à été prévu avec le plan de développement.

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B. Conformité de ces dispositions au regard du droit communautaire. Il est difficile de dire si ces dispositions sont en parfait accord avec le droit communautaire. La Norvège faisant partie de l’Espace Economique Européen (EEE) et de l’Association Européenne de Libre Echange (AELE) certaines parties du droit communautaire lui sont applicables. La commission dans deux décisions concernant les procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des télécommunications, a considéré que la réglementation des Pays-Bas52 et du Royaume-Uni53 n’étaient pas conformes au droit communautaire. Dans les deux cas il s’agissait de demande de la part des Etats, visant à considérer leur droit interne conforme à la directive 90/531 et notamment aux prescriptions de l’article 3 de la directive qui autorise dans des conditions spécifiques certaines pratiques moins concurrentielles. Dans le prolongement de ces deux décisions le conseil des communautés a pris une nouvelle directive portant coordination des procédures de passation des marchés dans le secteur de l’eau, de l’énergie, des transports et des télécommunications en date du 14 juin 1993.54 Le but de cette directive est de favoriser la concurrence entre les différents adjudicataires de licence d’exploitation pétrolière, mais également de limiter l’effet anticoncurrentiel indirect qui vise à inciter l’adjudicataire à s’approvisionner dans le pays de la licence. Une directive du 30 mai 1994 concernant spécifiquement les « conditions d’octroi et d’exercice des autorisations de prospecter, d’exploiter et d’extraire des hydrocarbures » est venue réaffirmer les principes dégagés plus haut. Ce que l’on peut dire de ces directives c’est qu’elles laissent la porte ouverte à un certain nombre de dérogations ce qui s’explique par le fait que le domaine pétrolier est un domaine qui touche à la politique énergétique d’un pays. On peut prendre comme exemple la directive du 30 mai 1994 qui prévoit dans son article 13 que les articles 3 et 5 ne s’appliquent pas au Danemark dont le plateau continental a fait l’objet d’une concession exclusive depuis 1962 et jusqu’en 2012 au groupe A.P.MØLLER…55 Mais l’apport du droit communautaire ne se limite pas à ces seules directives relatives à la concurrence dans le domaine de l’octroi des licences. Nous le verrons de nombreuses dispositions européennes relatives à la relation entre les activités pétrolières et la pêche, à la pollution, au démantèlement des installations, à la politique Européenne en matière de ressources énergétiques jouent un rôle important dans le secteur de la production pétrolière offshore.

52 JOCE n° L 316 du 17/12/93 page 41. 53 JOCE n° L 196 du 05/08/93 page 55. 54 JOCE n° L 199 du 14/06/93 page 84. 55 M.REMOND thèse Op.cit., page 41

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§II°°°° La validation du « PDO » et l’attribution du « consent ». Ces formalités correspondent à deux préoccupations de la part de l’Etat Norvégien, la sécurité au sens large (des personnes, installations, prévention de la pollution), et la gestion des ressources. Or il est capital que ces préoccupation soient représentées par des entités différentes et indépendantes, car le caractère économique de la gestion des ressources pourrait occulter les considérations de sécurité. C’est pourquoi deux formalités sont imposées aux licences avant d’entrer dans des phases de production proprement dite. A. Le plan de développement (PDO). Les sections 4-2 à 4-6 du P.A. imposent en effet aux licences de soumettre un plan de développement pour de nombreuses opérations comme la production de pétrole d’un puits ou encore les unités de stockage, de forage… Par le plan de développement les parties à la licence expliquent aux autorités la manière dont ils vont développer la concession, et ceci de manière tout à fait exhaustive. Ce plan de développement comprend des indications sur les techniques de forage utilisées, sur les installations (construction, coût,), sur la vitesse d’exploitation et de pompage qui sont prévus. Les décisions prises à ce niveau sont le reflet de la culture pétrolière d’un Etat et de sa volonté de préserver ses ressources. La décision est ici prise au niveau interministériel par le gouvernement dans sa formation « King in concil » mais à l’inverse de ce qui se passe pour la licence il s’agit là d’une délégation de pouvoir faite par le parlement au profit du gouvernement lorsque l’investissement prévu est inférieur à 5 milliards de couronnes. Au delà le parlement est le seul compétent pour approuver le plan de développement. Un exemple assez significatif de la fonction de ce plan nous est donné par une décision du ministère concernant l’installation « Troll » dont la compagnie SHELL est opérateur. Lors de la présentation du plan, les conclusions de la compagnie tendaient à prévoir uniquement l’extraction de gaz, les géologues de la compagnie affirmant qu’il n’y avait pas dans ce champ de ressources pétrolières justifiant une installation d’extraction pétrolière. Comme nous l’avons déjà noté, au stade de la prospection le titulaire de la licence est obligé de faire part de ses découvertes et de collaborer avec le NPD. Les géologues de l’administration norvégienne n’aboutissaient pas aux mêmes conclusions que la compagnie pétrolière et le gouvernement décida de refuser le plan proposé par SHELL. La compagnie proposa donc un nouveau plan dans lequel elle prévoyait des installations et une recherche technique dans le but de mettre en valeur d’éventuelles ressources pétrolières. Ceci nous montre bien la fonction de gestion des ressources des plans de développement. Pour être complet dans notre récit il nous faut mentionner qu’effectivement de grandes quantités de pétrole furent découvertes ultérieurement sur ce champ. Une autre justification de ces plans de développement réside dans le fait que l’Etat veut avoir le contrôle des investissements réalisés. Soit parce que il est lui même partie à la licence et qu’il a donc intérêt a ce que le projet tienne la route, soit indirectement parce que les taxes qu’il percevra résulteront des bénéfices et donc de la rentabilité de l’opération.

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B. Le consent. Les sections 9-5 et 9-6 du P.A. font obligation aux licences de posséder les qualifications exigées par les règles norvégiennes sur la sécurité et la protection de l’environnement. La section 15 du décret sur la sécurité des activités pétrolières impose l’obtention du consent avant toute opération de forage de plus de 25 mètres. Le consent constitue en fait l’autorisation pour une licence (souvent un groupe de compagnies) de procéder à des activités de production pétrolière sur la zone définie par la licence mais au moyen d’installations jugées conformes aux prescription norvégiennes en matière de sécurité 56et d’environnement. Le ministère compétent pour ces question de sécurité, d’environnement, de conditions de travail dans l’industrie norvégienne est le « minister of local government and labor ». Toutefois en pratique ce ministère a délégué cette compétence à la direction norvégienne des pétroles (NPD) qui a ainsi aussi bien le pouvoir d’octroyer le consent que de le retirer. De l’obligation faite aux licences par la section 15 du décret d’avoir le consent, il résulte que son retrait signifie l’arrêt immédiat des opérations de productions, au moins temporairement. Pour l’attribution du consent les techniciens du NPD procèdent à toute une série de contrôles : - Examens des structures et des plans de l’installation. - Contrôle au moyen d’audit de la gestion des risques par l’opérateur. - Analyse des procédures de sécurité…

Les conditions d’octroi du consent varient considérablement d’une installation à une autre à cause de la diversité des installations possibles. On peut néanmoins effectuer le classement suivant : - Pour une installation fixe, la plupart du temps il s’agira d’une structure construite spécialement

pour le site auquel elle est destinée, le NPD interviendra dès la phase de construction en imposant ses standards et opérant différents contrôles.

Ces contrôles se doublent de sanctions pénales en cas de faute lourde de la part des dirigeants pour les opérations pétrolières qu’ils conduisent.57 Un exemple récent d’application de cette disposition à la construction d’une installation fixe nous a été récemment donné dans l’affaire SLEIPNER. La construction ostensiblement défectueuse d’une plate-forme fixe a provoqué son naufrage lors des opérations de ballastage à la sortie du port de Stavanger ; des responsabilités pénales ont été recherchées dans l’entreprise ayant réalisé la construction mais également dans la compagnie pétrolière qui avait passé cette commande. Si le procureur « stats advokat » a abandonné les poursuites, ceci constitue néanmoins un sérieux avertissement et une incitation pour les compagnies pétrolière à s’impliquer plus dans les travaux qu’ils délèguent, car des dirigeants de la compagnie pétrolière étaient aussi visés par les poursuites.

56 Safety decree 27 juin 1997 cf. annexe n°2, page 94 à 104. 57 P.A. section 10-17 penal provision cf. annexe n°1 page 93.

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Ces contrôles se poursuivront dans le temps pendant la mise en service de l’installation comme nous le montre la décision numéro 3 du NPD58 En l’occurrence, la compagnie PHILLIPS s’était vu imposer l’arrêt des activités de production afin de remédier à des carences au niveau des procédures de secours et de lutte contre l’incendie. Mais peut être la décision la plus significative du pouvoir du NPD et de la préoccupation de la Norvège dans le domaine de la sécurité résulte t-elle du cas numéro 5.59 L’obligation de reconstruire entièrement une installation a ainsi été imposée à une compagnie, compte tenu du manque de sécurité de ce qui existait, et de l’effondrement du sol dû à l’exploitation.

- Pour une installation mobile construite en Norvège mais dont la destination première n’est pas forcément le plateau continental Norvégien, le NPD interviendra pour contrôler le respect de ses standards.

- Pour une installation mobile construite à l’étranger mais dont la destination est le plateau continental Norvégien, le NPD interviendra dans les chantiers étrangers pour opérer des contrôles sur la construction de la structure en respect de ses standards. C’est actuellement le cas d’un FPSO le « BALDER » dont la construction au japon a pris un retard de un an et un surcoût colossal. Le NPD a procédé à des contrôles techniques sur le « navire » ainsi qu’à des audits de la compagnie et du chantier de construction, toujours en application de la stratégie qui consiste à lier le maître d’œuvre au sous-traitant pour les question de sécurité.

- De même toute installation mobile déjà construite qui voudrait opérer sur le

plateau continental norvégien doit obtenir le consent. Ce cas nous est illustré par la décision n° 5 du NPD relative à une plate-forme semi-submersible louée par la compagnie STATOIL dans le but de procéder à des forages.60 Le NPD a refusé l’octroi du consent pour différents motifs de sécurité tels que décrit dans la lettre.

Un lien avec des activités pétrolières sur le plateau continental norvégien suffit au NPD à considérer nécessaire l’application de ses normes en matière de sécurité. Le consent est une sorte de contrôle technique que seul le NPD est apte à exercer selon des critères qui lui sont propres. Nous sommes donc ici bien loin de tout standard international. Même si le décret relatif à la sécurité 61reconnaît une valeur aux contrôles exercés par les sociétés de classification maritimes, contrôles « qui peuvent être utilisés comme base », ceux-ci ne sauraient en aucun cas permettre l’obtention du consent à eux seuls. Il y a à ce niveau en Norvège une complémentarité entre la direction maritime et la direction des pétroles. Une installation mobile qui souhaiterait travailler en Norvège doit dans un premier temps obtenir le certificat des autorité maritimes, puis lorsque elle envisage de se livrer à une activité pétrolière bien précise elle doit en outre obtenir le consent de la part de la direction des pétroles.

58 cf. annexe n°5, NPD CASES, cas n°3, page 118. 59 cf. annexe n°5, NPD CASES, cas n°4, page 119. 60 cf. annexe n°5, NPD CASES, cas n°5, page 120. 61 cf. annexe n°2, section 20 du safety decree du 27 juin 1997, page 94 à 104.

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La nature juridique du consent mérite une précision : le NPD n’assume aucune responsabilité en contre partie de ses prescriptions ; ses représentant insistent bien sur le fait que le consent n’est pas un « approval » mais juste une autorisation par laquelle l’administration des pétroles norvégiens n’émet aucune objection à ce que une installation précise opère sur le plateau norvégien.. De manière générale les décisions du NPD sont des décisions administratives susceptible de recours. L’organe chargé de traiter le recours dépend de la nature de la décision en cause ; s’il s’agit d’une décision touchant à la gestion des ressources, le ministère du pétrole et de l’énergie sera compétent. Par contre s’il s’agit d’une décision touchant à la sécurité (safety), ce sera le ministère « of local government » qui sera compétent. Une remarque concernant ce dernier cas de figure : ce ministère ayant délégué ses compétence au NPD et n’ayant pas les services techniques compétents pour traiter des questions de sécurité, dans la majorité des cas il se conformera donc à l’avis du NPD. On l’aura compris, les possibilités offertes par un tel recours paraissent donc bien minces. Toutefois les décisions du NPD étant par nature des actes administratifs, on peut imaginer que la responsabilité de l’Etat norvégien soit recherchée si dans son activité, de la direction des pétroles causait un dommage. Encore faudrait t-il prouver selon le droit commun de la responsabilité administrative une faute cause du dommage. Ce qui semble par définition difficilement réalisable compte tenu du fait que le NPD n’a pas la maîtrise des opérations de construction et de sécurité à bord des installations. Nous le verrons, les législations nationales en matière d’exploitation pétrolière et notamment en matière de sécurité ont des contenus très variables, ainsi la Norvège est un des rares Etats à faire procéder par des fonctionnaires de son administration à de tels contrôles techniques. Rare en effet mais pas unique, car le Royaume Uni après l’explosion de la plate-forme « piper alfa »62, a adopter une position différente de celle adoptée auparavant. Le rapport de l’enquête publique dont avait la charge Lord Cullen a clairement démontré que l’explosion était due à l’accumulation d’erreur humaines, la déconnexion de systèmes de sécurité, et surtout à une mauvaise communication entre les équipes successives. Désormais une compagnie pétrolière qui veut opérer sur le plateau continental anglais ou écossais doit soumettre l’approbation d’un « safety case » ; il s’agit en fait de la présentation d’un programme de gestion de la sécurité sur ces installations.63 Ce changement de position a fait dire au professeur Knut Kaasen qu’après cet accident il y a eu un rapprochement des législations anglaises et norvégiennes en matière de sécurité des installations offshore.64

62 L’accident de Piper Alpha au large des côtes écossaises en juillet 1988 a provoqué la mort de 165 personnes. 63 R. W. Bentham, Journal of energy and natural ressources law, éditions 1991, page 273 pour une étude comparative des régimes de gestion de la sécurité avant et après l’accident. 64 Knut Kaasen « post piper alpha : some reflections on offshore safety regimes from a Norwegian perspective ». Journal of energy and natural resources law, éditions 1991, page 281.

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Conclusion : Nous nous sommes attachés dans la première section à définir le cadre général de l’exploitation pétrolière en mer telle que posée par le droit de la mer. De cette étude, nous avions déduit un double but pour ce droit :d’une part concilier deux fonctions antinomiques de la mer et d’autre part responsabiliser les Etats. Dans cette seconde section nous avons essayé à travers l’analyse de législations pétrolières de voir comment les Etats côtiers ont assumé leur responsabilité et comment ils ont tenté de concilier les deux fonctions de la mer. Il est certain qu’avec l’approche norvégienne de l’exploitation pétrolière en mer, notre étude à porté sur la législation d’un Etat particulièrement soucieux de gérer au mieux ses ressources et particulièrement vigilant en ce qui concerne la sécurité des opérations pétrolières. Néanmoins la majorité des Etats susceptibles d’accueillir des activités pétrolières se sont généralement dotés de dispositions similaires visant à encadrer ces activités. Lorsque cela n’est toutefois pas le cas, il faut alors rechercher dans la « joint operating agreement » la détermination des fonctions et des responsabilité liant la licence à l’Etat côtier, car dans ce cas le défaut d’initiative des Etats est souvent comblé par le souci des compagnies pétrolières de s’engager selon des termes précis. Ainsi que ce soit de manière légale ou contractuelle, les plates-formes pétrolières font l’objet d’une attention particulière de la part des Etats riverains, et de manière à enfoncer une dernière fois le clou nous dirons que :

L’Etat côtier a dans l’occupation de la mer par les plates-formes pétrolières un rôle majeur compte tenu de la fonction de celles-ci : l’exploitation pétrolière.

Force est de constater qu’il y a à ce stade une différence notoire entre les navires et les plates-formes pétrolières, les navires recevant application des seules normes de l’Etat du pavillon. Même si cette différence tend à se réduire avec d’une part l’application de normes internationales de sécurité en matière maritime (code ISM, convention STCW…) et d’autre part le contrôle des navires par l’Etat du port (mémorandum of understanding de Paris MOU), il reste que le pavillon demeure un écran bien pratique. D’autres arguments viennent renforcer ce sentiment d’originalité que nous avons à l’égard des plates-formes pétrolières (l’existence de zones de sécurité…). De cette différence et des conséquences qui en résultent apparaît la nécessité de définir les plates-formes pétrolières par rapport aux autres usagers de la mer que sont les navires, ce sera l’objet de notre second chapitre : Chapitre II L’occupation de la mer par référence à la définition du navire.

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II°°°° Chapitre : l’occupation de la mer au regard de la définition du navire. Après l’examen des conditions d’implantation des plates-formes pétrolières en mer, notre intérêt porte désormais sur la présence de ces installations à la surface des flots. Le droit maritime a attribué un régime que l’on a l’habitude de qualifier de dérogatoire du droit commun à d’autres engins se trouvant à la surface des océans : les navires. Il nous est impossible de reprendre ici le contenu de la notion de navire d’abord parce que le temps nous manquerait, et ensuite parce que ce n’est pas notre propos. Bien qu’il n’existe pas de définition universelle de la notion de navire nous appuierons nos débat sur les caractéristiques généralement admises de ces engins.65 La question de la place des plates-formes pétrolières au sein du régime établi par le droit maritime est importante si l’on songe à la nature même du milieu maritime avec ses incertitudes et ses risques. Les règles du droit maritime ont essentiellement pour objet le navire ; il nous faut savoir si les plates-formes pétrolières peuvent leur être assimilé. Mais comme nous le dit le Doyen RODIERE « le navire paraît requérir une définition assez ferme pour que, suivant l’application qui en sera faite telle ou telle règle de droit maritime puisse opérer ou doive être repoussée ».66 Car c’est bien d’application du droit maritime au plates-formes pétrolières qu’il est question en arrière plan d’une telle analyse. Le but de ce chapitre sera donc de rechercher la qualification juridique des plates-formes pétrolières, et pour répondre à cette question, il nous faudra connaître leur nature ou leur régime juridique. On l’a noté précédemment la configuration d’une installation pétrolière en mer est susceptible d’être très variée (installation fixe, barge, navire foreur, jack ups, semi-submersible.), ce qui rend notre travail de qualification assez complexe. Néanmoins à défaut de pouvoir appliquer ipso facto une qualification existante, nous tenterons de voir si une assimilation avec le statut du navire est possible, ou bien si une définition homogène des plates-formes pétrolières est réalisable. Ce travail passe avant tout par l’analyse des caractéristiques des plates-formes pétrolières, et force est de constater que ces caractéristiques changent très substantiellement avant et pendant les opérations pétrolières. On peut apporter dès à présent une précision d’ordre terminologique : les opérations pétrolières recoupent des réalités très différentes (forage, production, stockage, traitement du brut) ; pour simplifier nous parlerons dorénavant de manière générale d’exploitation, sans qu’il soit important pour nous de distinguer. Il nous faut ainsi opérer une scission entre les caractéristiques des plates-formes pétrolières avant l’exploitation, ce qui sera l’objet de notre première section : Section I°°°° Les caractéristiques des plates-formes avant l’exploitation… Et leurs caractéristiques pendant les opérations pétrolières, car en tout état de cause toutes ces installations ont au moins un point commun : leur fonction pétrolière en mer. De cette fonction découlent un bon nombre de conséquences sur la nature juridique des installations qu’il convient de mettre en lumière, Ce sera l’objet de notre seconde section intitulée : Section II°°°°… leur fonction d’exploitation les caractérises.

65 Navires et autres bâtiments de mer, J. DELAPORTE juris-classeurs 1992 fascicule 1055

R.Rodière E.du Pontavice « droit maritime » précis dalloz 12°édition 1997, page 40 à 72. A. Vialard « droit maritime » PUF édition 1997, page n° 272 à 347.

66 Faut-il réviser la définition classique du navire ? op.cit.

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I°°°° Section : Les caractéristiques des plates formes avant l’exploitation… Dans l’optique d’une qualification des plates-formes pétrolières, et d’une éventuelle assimilation aux navires nous pouvons d’ores et déjà faire une distinction entre installations fixes et installations mobiles. On appelle installations fixes, les structures qui lors de leur activité pétrolière prendront appui sur le lit de la mer, elles sont construites sur place ou amenées par remorquage. Même si avant l’exploitation pétrolière certaines d’entre elles vont flotter (submersibles en béton avant leur ballastage) il s’agit d’un aller simple, car comme nous l’avons vu elles seront dans la plus part des cas partiellement démantelées après exploitation. Pendant les phases de transport ou de remorquage on peut estimer que leur statut juridique est relativement flou, car si pour certains auteurs il résulte du contrat passé pour ce service67 , certaines législations pétrolières, comme la législation norvégienne, donnent une définition large d’activité pétrolière et de ce fait encadrent ces structures pendant les phases de déplacement68. La qualification d’activité pétrolière ayant pour effet d’exclure l’application des règles de droit maritime comme nous le verrons ultérieurement. En tout état de cause ces installations fixes témoignent d’une absence ostensible de qualité de navigation et même si certaines d’entre elles flottent pendant un certain laps de temps, il n’y a dans ces structures aucun « affectio navigare ». De fait ces structures n’ont vraisemblablement pas une nature juridique assimilable aux navires, ce sont là plus des meubles affectés à perpétuelle demeure qu’un quelconque objet maritime. Ce sont pourtant bien des plates-formes pétrolières et elles sont aussi soumises aux vicissitudes de la présence en mer ; le droit les appréhende même s’il ne s’agit pas de règles de droit maritime. Nous reviendrons donc ultérieurement sur l’analyse de ces structures mais il nous faut pour l’instant concentrer notre étude sur les seules structures mobiles. Pour les engins mobiles la qualification est plus délicate, il faut procéder à un examen détaillé de ce qu’ils sont afin d’envisager une éventuelle assimilation aux navires. L’assimilation de la nature juridique emporte avec elle l’application du régime juridique, c’est là tout l’intérêt de la qualification. A défaut de pouvoir dans tous les cas de figure assimiler les engins mobiles aux navires, pouvons-nous peut être reprendre des éléments du régime juridique des seconds pour les appliquer aux premiers. C’est pourquoi nous procéderons en deux temps : Dans notre premier paragraphe, nous examinerons la nature juridique de ces engins dans l’optique d’une éventuelle assimilation avec la définition du navire : § I° La nature juridique des engins mobiles. Il nous faudra tirer les conséquences de la nature juridique de ces installations avant les opérations pétrolières sur leur régime juridique. Il s’agira ainsi selon le cas, soit d’appliquer a ces installation les règles essentielles du droit maritime applicables aux navires, soit de mettre en évidence l’existence d’un régime autonome. Ce sera notre second paragraphe : § II°Régime juridique des engins mobiles.

§I°°°° Nature juridique des engins mobiles avant l’exploitation. Si certains engins mobiles peuvent, nous le verrons, faire l’objet d’une assimilation avec les navires, d’autres en revanche bien que possédant des caractères maritimes, restent par leurs configuration très loin de pouvoir rentrer dans cette catégorie. D’ou notre intérêt dans un premier temps pour les structures assimilables à des navires et dans un second temps pour des structures ayant une nature différente de celle de navire.

67 Gildas Rostain « le déplacement des plates-formes de forage »thèse Paris II 1987, l’auteur distingue contrat de transport ou contrat de remorquage selon que la structure a été positionnée sur une barge ballastable pour son acheminement 68 cf. annexe n°3, page 105 à 112, Lettre du NPD The arrangement of regulatory supervision.

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A. La qualification de navire ? L’engin mobile sera donc notre point de départ dans cette tentative de qualification ; il faut entendre par engin mobile :tout engin flottant apte à affronter les périls de la mer. Pour parler techniquement, trois types d’engins rentrent dans le cadre de cette définition : les navires foreurs ou « drill ship », les plates-formes semi-submersibles, les jack ups. Nos développements devraient nous permettre de classer ces structure de manière plus précise. La première qualité juridique indéniable à l’engin mobile est celle d’être un meuble, on peut se référer pour cela aux articles 528 et 531 du code civil. La notion de meuble se caractérise par la possibilité de déplacement de la chose considérée, or le principal avantage des engins mobiles c’est justement d’être mobiles. Ce qui présente l’avantage pour son exploitant de pouvoir l’utiliser successivement sur plusieurs sites. La loi française n°68-1181 du 30 décembre 1968 relative à l’exploration du plateau continental et à l’exploitation de ses ressources naturelles, décide en son article 8 que « les installations et dispositifs définis au 1° de l’article 3 (dont font partie les engins mobiles) ci-dessus sont des meubles… ». Un autre critère est satisfait par les deux structures, l’immatriculation : en effet l’engin mobile comme le navire fait l’objet d’une immatriculation. La loi du 30 décembre 1968 précédemment citée impose cette immatriculation a leurs exploitants. Mais ce critère de l’immatriculation, formalité administrative ayant pour but de permettre l’exercice de certains droits sur la structure (saisie, police…) n’est pas, nous le savons, déterminant de la nature juridique de l’engin.69 Au regard du droit international, tout navire doit avoir une nationalité et n’en avoir qu’une (article 92 de la CMB). Par conséquent tout engin mobile susceptible de se déplacer doit avoir un pavillon, et comme nous l’indiquent certains auteurs 70 « les navires sans nationalité sont considérés comme des pirates ou hors la loi ». Bien que seul le terme navire figure dans la CMB, on peut estimer qu’il s’agit là d’une nécessité que de rattacher ces engins à un Etat déterminé c’est à dire à une nationalité car en haute mer il n’existe aucune souveraineté. On imagine le risque qu’il y aurait à ne pas accorder de pavillon à ces engins sous le prétexte qu’ils ne sont pas des navires, il y aurait une totale liberté pour de tels engins qui ne seraient soumis à aucune loi de police… Les engins mobiles arborent donc tous un pavillon lorsqu’ils sont en déplacement l’obligation leur en est ainsi faite par le droit de la mer ; ce faisant ils se soumettent à la loi du pavillon comme nous l’indiquent ces auteurs. « La nationalité du navire traduit une véritable allégeance et soumission à la souveraineté d’un Etat, cette soumission est personnelle non territoriale puisqu’elle s’exerce même en dehors du territoire ». « Les conséquences de cette nationalité sont nombreuses, elle entraîne en haute mer la permanence de la souveraineté nationale et la compétence exclusive de la loi du pavillon pour les actes faits et commis à bord » Les engins mobiles devront ainsi respecter les loi votées par ce pays mais également les conventions ratifiées par celui-ci à l’instar de tous les Navires. Peut on dire alors que dès qu’un engin mobile possède un pavillon il s’agit forcément d’un navire ? Nous ne le pensons pas, en effet d’autres critères ont pour but d’octroyer ou de refuser cette qualité ; ce sera donc en confrontant la définition que nous avons donnée de l’engin mobile (tout engin flottant apte à affronter les périls de la mer) à ces critères que nous entendons révéler la nature juridique des engins mobiles.

69 R.Rodière « Navire et navigation maritime » DMF 1975, page 326.

Cours polycopiés du professeur P. BONASSIES édition 1994 page 93 70 E. du Pontavice, P.Cordier, op.cit page 15.

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1. Un engin. On vise par là tout ce qui est construit assemblé au fins de flotter, à ce stade il n’y a pas encore de différence entre le navire et l’engin mobile. 2. Flottant. Ce critère élimine tout ce qui est enfoui, amarré ou fixé à poste fixe 71, mais nos engins mobiles en dehors des opérations pétrolières ne sont pas fixés au sol et sont bel et bien soumis à la poussée d’Archimède. En effet pour être acheminés sur site, les engins mobiles sont en état de flottaison, néanmoins ce critère a pour avantage d’exclure de l’assimilation aux navires les installations purement sous-marines ainsi que les épaves. 3. Apte à affronter les périls de la mer. La jurisprudence n’a jamais retenu de critère technique particulier pour qualifier un engin de navire. Elle s’est attachée au mode de construction et à la capacité de l’engin à tenir la mer sans pour autant s’enfermer dans une description technique détaillée. La technique ne semble d’ailleurs pas la solution pour définir la nature juridique des engins mobiles, car des certificats de classification sont délivré indistinctement a l’un comme à l’autre. De plus bien qu’ostensiblement différentes des navires, les plates-formes sont toutes aptes à affronter les périls de la mer. 4. Destiné à la navigation. Le fait de naviguer, de se déplacer en flottant sur l’eau permet de distinguer le navire des autres engins flottants qui ne naviguent pas. Notre engin mobile est lui aussi tout à fait apte à naviguer puisque il doit se déplacer sur la mer afin de se rendre au site précis où pourra commencer l’exploitation pétrolière. Mais si l’on songe à imposer au navire la capacité d’être autonome, la discussion se complique. Est-il en effet impératif que l’engin soit muni de moyens propres de propulsion ? On l’aura compris la frontière entre le navire et les autres engins flottants est difficile à déterminer, les décisions de justice sur ce point ne nous sont pas d’un très grand secours, et la doctrine a fait une proposition qu’il nous semble devoir bon d’analyser. • En jurisprudence si il a été jugé qu’une drague qui se déplace par ses propres moyens pratique une

navigation maritime 72 doit-on a contrario penser que à défaut de moyens propres de propulsion elle ne pratiquerait pas une navigation maritime ? Ce n’est pas l’avis du Professeur R. RODIERE 73 « Pour qualifier un engin de navire si l’on exige qu’il possède des moyens autonomes de propulsion, cela conduit à priver de la qualité de navire un engin dont le moteur ne fonctionne plus et qui se trouve remorqué ». On pourrait éventuellement rechercher la présence d’organe rendant possible la navigation maritime tel que des moteurs (même arrêtés) et un gouvernail.

71 Code civil article 531. 72 TGI Le Havre 06/01/65 DMF 1965, page 294. 73 R.RODIERE, Le navire

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Que dire alors d’un engin qui est remorqué comme c’est souvent le cas des engins mobiles, et sont-ils assimilés à des navires ? C’est la réponse étonnante que nous donne la cour de Douai 74 en accordant la qualité de navire à un ponton-grue lorsqu’il est remorqué et en lui refusant cette qualité en dehors. Bien que la Cour de Cassation déclare que la qualification de navire est une question de fait que les juges apprécient souverainement,75 elle exerce son contrôle sur la notion de navire comme en témoigne l’arrêt ZEF76 en refusant la qualification de navire à un zodiac. A l’inverse et ceci est révélateur de la confusion qui règne en jurisprudence, la qualification de navire ayant été accordée à deux planches à voiles.77

Historiquement le navire a toujours eu au moins deux fonctions, le transport et la pêche, et c’est autour de ces deux fonctions du navire que s’est élaboré le droit maritime. Il apparaît nécessaire pour conserver sa cohérence a ce droit, d’adopter une définition restrictive du navire en excluant les engins non autonomes. Certaines plates-formes semi-submersibles et certains jack ups ont des moyens de propulsion autonomes ce qui leur permet de se déplacer sans avoir recours au remorquage. Le critère tiré de l’autonomie doit donc s’entendre de manière large pour être efficace, il doit s’agir de l’autonomie de navigation, car si l’on considère la seule autonomie de propulsion cela ne suffit pas à distinguer l’engin mobile du navire. Cela signifie t-il l’exclusion de la qualification de navire pour tous les engins mobiles ? Nous ne le pensons pas, et il convient à ce stade de distinguer les navires foreurs ou « drill ship »des engins mobiles. Comme leur nom l’indique ces engins sont avant tout des navires, ils en possèdent toutes les caractéristiques, leur fonction pétrolière est venue s’ajouter à leur fonction initiale de navigation. Durant leur navigation les navires foreurs sont parfaitement encadrés par le droit maritime. On doit comprendre l’autonomie comme l’absence totale d’assistance, par exemple il n’est jamais question de laisser une plate-forme semi-submersible et encore moins un jack ups traverser l’atlantique ou bien même la mer du Nord sans l’assistance d’un « supply ship ». Mais ces moyens aussi importants soient-ils n’ont pas pour effet de conférer à ces structures qui ne sont pas conçues pour cela. Dès lors l’engin mobile (plate-forme semi-submersible, jack ups), qui ne possède pas une totale autonomie de navigation ne semble pas coïncider avec la notion de navire. Néanmoins il est notable que cette dernière ne permette pas non plus de résoudre le problème de la qualification de tous les bâtiments qui opèrent en mer. Or refuser à l’engin flottant la qualité de navire revient à se priver de l’application des règles de droit maritime et risque d’aboutir à un vide juridique. • Pour la doctrine comme nous l’indiquent certains auteurs78 « il apparaît désormais nécessaire

d’envisager, à côté de la notion de navire, un nouveau concept : celui de bâtiment de mer ».

L’expression n’est pas nouvelle car elle figurait déjà dans le code de commerce et dans l’ordonnance de la marine de 1681, c’est aujourd’hui le titre de la loi du 3 janvier 1967. Mais son contenu reste à préciser ainsi que son efficacité à englober le concept d’engin mobile.

74 Douai 10/02/49 DMF 49 page 251. 75 Cassation 25 mai 1938,1, 249, note H. ROUSSEAU. 76 Cassation 12 septembre 1991, DMF 93 page 20 observations de P.BONASSIES et page 50 observations de A. TINAYRE. 77 Rennes 7 mai 1991 DMF 1992, page 142 même si il s’agit là plus d’un cas d’espèce que d’une décision de principe. 78 Navire et autres bâtiments de mer, par E. du PONTAVICE et P. CORDIER, juris-classeurs 1991, fascicule 1045.

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B. Les autres qualifications possibles pour la plate-forme pétrolière : 1. Navire et autres bâtiments de mer. - Définition :

Nos auteurs (cf. supra) invoquent l’émergence à côté de la notion de navire, de la notion de bâtiment de mer. Cette notion serait plus large que celle de navire, elle désignerait « les engins flottants exposés habituellement aux risques de la mer », laissant par là-même aux seuls « navires » les fonctions de transport et de prélèvement des ressources halieutiques. Pour les bâtiments de mer en fait peu importe leur fonction, du moment qu’il s’agit d’engins flottants qui opèrent en mer79. Cette définition coïncide avec celle donnée par la jurisprudence (Cour de Cassation 1844)80 « Il faut entendre par bâtiments de mer, quelles que soient leurs dimensions et dénomination, tous ceux qui, avec un armement et un équipage qui leur sont propres, remplissent un service spécial, et suffisent à une industrie particulière ». Il n’est fait ici aucune référence à l’obligation de navigation autonome. Sont par conséquent inclus dans la notion de bâtiment de mer les engins de servitude dans les ports, les poseurs de câbles, les bâtiments scientifiques ou encore les bâtiments de plaisance. Nous devons admettre qu’une nuance à notre exclusion des plates-formes fixes de toute qualification maritime doit être apportée, car pour le transport de ces installations jusqu’au site de production le droit maritime peut retrouver son empire dans un cas précis. Ces installations peuvent recevoir la qualification de bâtiments de mer lorsque, en état de flottaison elles feront l’objet d’un remorquage direct81 pour leur transport. Les engins mobiles en dehors des opérations pétrolières sont effectivement en état de flottaison, isolés et exposés au péril marin. Ils sont du reste destinés à opérer en mer et sont construits pour supporter le risque maritime ; de la même manière on peut considérer qu’ils sont affectés à un service spécial qui leur est particulier. Il semble donc possible d’inclure dans cette catégorie de bâtiments de mer les engins mobiles tels que nous les avons précédemment définis.

- Intérêt de cette notion :

Ce concept présente un double intérêt, il préserve la notion de navire d’une interprétation trop large qui viderait le droit maritime de son sens, il offre la possibilité lorsque cela est judicieux d’appliquer aux engins flottants autres que les navires les règles de droit maritime. Une seule hésitation à ce niveau, en multipliant les catégories ne multiplie t-on pas les frontières et donc les risques d’incertitude ? Une autre incertitude existe concernant la notion de bâtiment de mer comme nous l’indique le professeur A.Vialard dans son ouvrage82 : « l’une des question fondamentales est de savoir s’ils doivent ou non être soumis, en tant que tels, au régime mis au point pour les navires, ou bien si il faut les soumettre à un régime spécifique. ». Ce sera là l’objet de notre second paragraphe consacré au régime juridique des engins mobiles, mais peut être avant que de traiter du problème du régime juridique, convient-il de préciser la nature de ces engins.

79 R.Rodière « Navire et navigation maritime » DMF 1975, page 323 pour une discussion sur l’affectation et l’usage en milieux maritime nécessaire à la qualification de bâtiment de mer. 80 Arrêt de la cour de Cour de Cassation 20 février 1844,S.,1, page 97. 81 Gildas Rostain, op.cit si l’installation est chargée sur une barge, il y a un contrat de transport, aucune qualification maritime. 82 A.Vialard « droit maritime » op.cit , page 251 n° 289.

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2. Engin mobile offshore. Il est apparu nécessaire aux milieux maritimes traditionnels d’adopter des règles particulières à la recherche pétrolière offshore. Plusieurs raisons ont provoqué cette réaction :

- l’augmentation considérable de la population d’unité mobiles. - le fait que ces structures soient elles aussi soumises aux périls de mer. - l’explosion du marché des forages et de l’exploitation de champs marginaux de petite

taille rendus rentables par l’utilisation de telles structures. - Avant les opérations pétrolières ces engins vont se déplacer pour se rendre sur site, d’où

la nécessité de fixer les contours du caractère maritime de ces installations qui ne sont pas des navires.

Si en effet les engins mobiles ne sont pas des navires, leur caractéristique maritime a tout de suite suscité le désir de leur appliquer les règles du droit maritime. Ce fut en effet l’objectif du projet de convention internationale sur les engins mobiles offshore préparé par le CMI.83 La position norvégienne visait à n’assimiler les engins mobiles offshore aux navires que dans certains domaines limitativement énumérés, lorsque par exemple ces engins se comportent effectivement comme des navires. Mais cette solution fut abandonnée au profit de celle rendant applicable aux engins tels que définis par le projet, les conventions maritimes prévues pour les navires. Il est à noter que le texte ne distingue pas selon que l’engin se trouve en dehors de toute activité pétrolière ou pendant celle-ci pour faire application des conventions maritimes. Or comme nous le dit un auteur 84 « lorsque la troisième conférence de la mer a organisé le statut de la mer en trois dimension, il a été précisé que les engins offshore et les îles artificielles subiraient une réglementation en fonction de leur situation et que leur statut serait différent de celui des Navires. » « Les instances maritimes traditionnelles ont adopté une démarche inverse puisque l’accroissement de la population offshore a fait naître un projet de convention relatif aux installations flottantes ». C’est selon nous l’explication de l’échec de ce projet de convention, qui en plus d’être en contradiction avec le droit de la mer, ignore la réalité. Car les engins mobiles offshore sont dans des situations matérielles et juridiques totalement opposées avant et pendant les opérations pétrolières. Devons-nous conclure qu’il n’existe de ce fait aucun statut juridique applicable aux engins mobiles ? Ce n’est pas notre avis, et bien qu’il nous ait été impossible jusqu’ici d’attribuer une qualification juridique préétablie pour ensuite en tirer le régime juridique applicable, on peut se demander si la démarche inverse ne serait pas plus fructueuse. Lorsqu’il n’existe pas de qualification juridique précise pour un objet de droit, la solution consiste à rechercher les règles applicables à cet objet afin d’établir son régime juridique lequel nous mènera à une qualification. Cette recherche présente d’autant plus d’intérêt concernant les engins mobiles que nous ne savons pas, ainsi que cela a été souligné antérieurement, si il doit être fait application des règles relatives au navire ou bien si il s’agit d’un régime spécifique.

83 Comité Maritime International (CMI) DMF 1978, page 131 avec les commentaires d’A. PIERRON. 84 GILDAS ROSTAIN thèse 1987 PARIS II « le déplacement des plates-formes de forage » page 43.

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§II°°°° Régime juridique des engins mobiles avant l’exploitation. Le régime juridique des plates-formes pétrolières doit être compris comme l’ensemble de règles organisant le fonctionnement de ces structures. Rappelons que nous sommes encore ici en dehors de toute opération pétrolière Les règles susceptibles d’affecter les engins mobiles, ont à ce stade trois origines possibles :

- Il peut s’agir d’une part des règles particulières à l’état du pavillon qui qualifie et attribue un régime juridique à ces structures.

- Il peut s’agir ensuite de règles édictées par l’OMI. - Il peut s’agir enfin d’autres règles résultant de conventions dont les dispositions sont applicables

aux engins mobiles.

A. Les règles particulières à l’Etat du pavillon sur les engins mobiles.

- Les loi françaises :

La loi du 68-1181 du 30 décembre 1968 relative à l’exploitation du plateau continental vise dans son article 3 « 1°Les plates-formes et autres engins d’exploitation ainsi que leurs annexes 2°Les bâtiments de mer qui participent aux opérations… ». Cette définition qui peut sembler assez large est en fait précise, et le critère choisi, celui de la participation directe à l’activité offshore est tout à fait satisfaisant. Ainsi c’est en parfait accord avec le droit de la mer que l’Etat côtier réglemente l’activité offshore ; de plus cette définition a l’avantage d’inclure les bâtiments de mer qui en temps normal seraient soumis à la loi du pavillon et qui ici sont soumis uniquement à certaines disposition applicables aux navires comme nous l’avons vu mais surtout a des dispositions plus spécifiques concernant l’activité pétrolière. Le texte de la loi de 1968 renvoie directement aux textes régissant les Navires dans les domaines du code du travail maritime, des sûretés maritimes (notamment concernant les hypothèques), des normes de sécurité sur les navires. En outre quand elles sont susceptibles de flotter lors de leur déplacement d’un site à l’autre elles sont soumises en plus, aux règles relatives aux feux et marques de navigation des navires pour prévenir les abordages en mer, ainsi qu’aux règles d’immatriculation et de permis de circulation. Quand elles ne sont pas susceptibles de flotter, l’application des règles touchant à l’immatriculation et le permis de circulation ne se justifie plus, mais ces installations restent soumises aux règles relatives à la sauvegarde de la vie en mer, article 10 de la loi de 1968. La loi de 1968 rend en outre applicable à ces structures (flottantes ou non) la convention SOLAS (Safety of life at sea). La loi du 7 juillet 1967 rédigée sous l’influence du Doyen Rodière a étendu l’application du droit maritime à des engins autres que les navires. Ainsi son domaine d’application s’est vu étendu aux bâtiments de mer de manière générale sous la restriction que ceux-ci ne soit pas amarrés à poste fixe. Ces dispositions nous semblent cadrer à la réalité dualiste des plates formes pétrolières proches des navires dans certaines occasions mais ayant une fonction très particulière par ailleurs.

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- Code maritime norvégien :85

Le chapitre 21 de ce code est dédié aux engins mobiles ou plus exactement « mobile platform » la section 507 nous indique que lorsque ces engins ne peuvent pas être assimilés à des navires, le droit maritime norvégien leur sera néanmoins applicable dans des limites que cette section fixe. Cette section est assez fondamentale dans l’architecture juridique norvégienne car elle trace les limites de l’application du droit maritime à ces engins et par là même définit le domaine d’action de deux institutions de ce pays : le maritime directorate et le petroleum directorate. Cette scission apparaît le plus clairement du monde dans des parties du code maritime comme la section 51 dans laquelle aucune disposition du code maritime ne sera applicable pour des demandes relatives à une pollution causée par ces engins. Globalement ce code maritime fait application des règles de droit maritime aux engins mobiles pour les points suivants : l’immatriculation (obligatoire pour les structures mobiles et facultative pour les structures fixes), les privilèges et les saisies, le rôle du capitaine, la limitation de responsabilité, l’abordage, l’assistance.

Les textes sont différents mais la technique est la même : appliquer le droit maritime aux engins mobiles lorsque ceux ci flottent et se livrent à de la navigation en dehors de toute opération pétrolière.

- Les sociétés de classification :

Le rôle des sociétés de classification dans le domaine maritime n’est plus à démontrer, et les certificats maritimes de contrôle technique sont reconnus par la majorité des administrations étatiques. Pour ce qui est des engins mobiles les certificats maritimes sont aussi importants que pour les navires, dans la mesure ou ces installations sont susceptibles d’opérer sur tous les plateaux continentaux et par conséquent de se déplacer à la surface des océans. De fait les assureurs de ces engins exigent souvent que ceux-ci fassent l’objet de visites périodiques par les société de classification afin d’en attester le bon état et l’aptitude à affronter les périls de la mer. En matière maritime les classifications se font généralement par référence à des standards soit propres à la société de classification soit internationaux. Le but de ces standards internationaux est d’établir un minimum en matière de sécurité et d’uniformiser les règles applicables. L’OMI détient un rôle important à ce niveau pour tout ce qui touche à la sécurité de la navigation maritime. Ces standards internationaux visant la sécurité maritime sont à distinguer des normes ISO(international standard organisation for quality) qui sont des normes de qualité utilisées dans l’industrie et qui ont une valeur surtout commerciale même si elles ont un aspect sécurité évident. L’OMI étant chargée d’édicter les standards relatifs à la sécurité de la navigation des engins mobiles et des navires on pourrait imaginer qu’il y a vraisemblablement une assimilation entre les deux, et que les règles applicables à l’un le sont à l’autre. Ce n’est toutefois pas le cas, car ainsi que nous allons le voir, les standards émis par l’OMI concernant les engins mobiles offshore leur sont tout à fait spécifiques ce qui constitue selon nous un élément distinctif de plus vis à vis des navires.

85 cf. annexe n°4,code maritime norvégien, page 113 à 115.

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B. Les dispositions de l’OMI portant sur les engins mobiles. Trois dispositions de l’OMI concernant les engins mobiles ou susceptibles de leur être appliquées ont attiré notre attention. Ces trois dispositions recoupent des domaines aussi fondamentaux que la gestion de la sécurité, la formation et l’entraînement du personnel, la construction des engins mobiles. 1. Le code MODU de 1989 :86

Le code MODU (code for the construction and equipment of mobile offshore drilling units, 1989), vise à établir des standards pour la construction d’engins mobiles. Ce code a été adopté par la résolution A.649(16) de l’OMI, facultatif pour les engins construits avant 1991, il est désormais obligatoire pour tout engin encore en construction après le premier mai 1991. Il s’agit en fait de la création d’un minimum exigible ou comme le dit lui même le texte du préambule : « This code has been developed to provide an international standard for mobile offshore drilling units of new construction which will facilitate the international movement and operation of these units to ensure a level of safety for such units, and for personnel on board, equivalent to that required by international convention for safety of life at sea, 1974, as amended, and the international convention on load lines, 1966, for conventional ships engaged on international voyages ». L’importance de ce code est on l’aperçoit capitale ; rendre applicable de manière spécifique aux engins mobiles des conventions aussi basiques que celles relatives aux lignes de charges ou à la sécurité en mer n’est pas quelque chose d’accessoire. Ce code établit également des normes minimum de construction dont on sait qu’elles ont parfois fait défaut par le passé.87 Mais il convient de mentionner immédiatement que selon le paragraphe 6 du même préambule « The code not include requirements for the drilling of subsea wells or the procedure of their control, such operations are subject to control by the coastal state ». Là encore l’accent est mis sur la particularité de la fonction pétrolière de ces engins et sur l’objectif purement maritime de ce code en dehors des activités de pétrolières. En outre cela confirme bien si ce n’est l’absence de standards internationaux en matière pétrolière tout au moins l’intérêt purement maritime de l’OMI. Une dernière remarque concernant le champ d’application de ces dispositions qui selon le titre ne vise que les « mobile offshore drilling units » on pourrait dès lors penser que seules les plates-formes mobiles de forage sont incluses. Néanmoins nous avons dit dans l’introduction que ces installations étaient susceptibles de se livrer à des activité de productions, et l’article 1.3.1 du code MODU nous donne la définition suivante des « mobile offshore drilling units » : « Vessel capable of engaging in drilling operations for the exploration or for the exploitation of resources… ». Il peut apparaît ainsi possible de considérer que le code MODU est applicable à l’ensemble des plates-formes pétrolières mobiles dont les Etats du pavillon ont adhéré à la résolution de l’OMI. Mais ce n’est pas la seule disposition émanant de l’OMI susceptible de s’appliquer à de telles structures, il nous faut maintenant envisager les normes sur la formation et l’entraînement du personnel à bord d’engin mobile.

86 Code MODU cf.Annexe n°6, page 121, première édition en 1980 révisé en 1990 publié par l’OMI n° 811 90.05.E. 87 P.Boisson « la sécurité en mer » édition grafic foto 1980, page 243 et 246 sur l’accident de la plate-forme semi-submersible Alexander-L-Kielland en mer du Nord due à de mauvaises soudures sur un des pilier.

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2. Les normes STW (standard on training and watchkeeping) : Le monde maritime connaît le code STCW88 relatif à la formation et à l’entraînement du personnel de bord des navires, mais ce code n’est applicable qu’aux « vessel self-propelled » c’est à dire qu’aux engin munis d’un moyen de propulsion autonome. Or tous les engins mobiles ne sont pas munis de tels moyens, il importait donc d’adapter ces disposition aux engins mobiles offshore ce qu’a fait l’OMI dans ses résolutions A.538(13) de 1982, A.712(17) et A.828(19). A l’inverse du code MODU les résolutions STW de l’OMI sont applicable non pas aux seules unités de forage mais comme nous le dit le texte de la résolution, à toutes les unités offshore mobiles « MOUs ». Le texte précise par ailleurs ce qu’il faut entendre par engin mobile et ce qui en est exclu.

3. Le code ISM :

En juin 1994 l’OMI a adopté le code ISM (international management code for the safe operation of ships and for pollution prevention) qui est en réalité devenu le chapitre IX de la convention SOLAS Ce code applicable depuis le 1° juillet 1996 aux ferries et aux RO/RO, depuis le 1° juillet 1998 à tout les transports de passagers, cargos, et tankers, sera applicable le 1° juillet 2002 à tous les bâtiments et « mobile offshore drilling units » de plus de 500 unités de jauge (G.T.). L’intérêt de ce code repose de manière générale sur l’établissement et le respect des procédures de sécurité, mais surtout ce qui a été son apport essentiel c’est de prévoir, au sommet de chaque entreprise maritime, la présence d’un responsable de la sécurité chargé de répercuter les informations. Cette dernière disposition semble d’ailleurs avoir des conséquences juridiques importantes au niveau des possibilités de limitation de responsabilité de l’armateur. Car à travers toutes les conventions internationales, la responsabilité du propriétaire de navire est fondée sur la faute et repose sur la présomption de « due dilligence » de celui-ci. Le code ISM ne change en rien les règles de responsabilité, mais il risque en pratique de changer l’appréhension des faits. Comme nous l’indique le comité central des armateurs de France « il est à craindre par exemple que l’exonération de responsabilité de l’armateur pour faute nautique du capitaine se trouve mise en péril du fait du lien permanent entre le bord et le siège de la compagnie que le code ISM impose ».89 Concernant les plates-formes pétrolières le code ISM devrait apporter un plus tout à fait variable selon la situation dans laquelle se trouve l’engin, en effet en dehors des phases pétrolières l’apport du code est incontestable car rien de ce type n’existait auparavant. Par contre pendant les phases de production pétrolières comme nous le verrons plus loin certaines législations nationales exigeaient déjà un système de contrôle interne de la sécurité assez poussé. En résumé de ces différentes normes créées par l’OMI et pour reprendre les propos de Sylvie Bourlès « le nouvel enjeu de l’OMI réside dans l’application des normes, aussi s’est-il doté d’un nouvel organe, le sous-comité de l’application des instruments par l’Etat du pavillon ».90

88 Code STCW (standard of training, certification and watchkeeping for seafarers) date de 1978 et à été amendé de nombreuses fois depuis. 89 Rapport du comité central des armateurs de France (IV) journal de la marine marchande 24 avril 1998, page 928. 90 Journal de la marine marchande 9 janvier 1998, page 54.

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C. Les autres conventions applicables aux engins mobiles.

- Le droit communautaire : Si son rôle en matière de normes de sécurité n’est pas direct, cependant l’union européenne veille à ce que les normes édictées par l’OMI soient appliquées par les Etats membres. Elle doit dans les mois à venir adopter une directive complétant la directive du 13septembre 1993 sur la mise en place de critères communs de procédures d’inspections pour le contrôle des navires par l’Etat du port. Ce contrôle des navires par l’Etat du port est principalement l’œuvre du MOU (memorandum of understanding) de Paris.91

- Le MOU de Paris : Ce mémorandum a pour objectif de permettre aux autorités portuaires dans lequel un navire séjourne, de se livrer à des contrôles dans le but de veiller à l’applications des normes imposées par les conventions SOLAS, MARPOL, COLREG… La convention SOLAS par la définition très large de son objet s’applique aux engins mobiles, et il semble donc probable que l’Etat du port soit en mesure de procéder à l’inspection de ces engins mobiles. Néanmoins on peut se demander l’intérêt d’une telle convention concernant les engins mobiles, car il ne s’agit pas pour eux d’aller de port en port, et de plus, ils sont soumis à des normes de sécurité souvent plus sévères que celles imposées par la convention SOLAS.

- La convention de 1988 pour la répression d’actes illicites contre la sécurité de la navigation maritime : Cette convention ratifiée par la France 92, a pour objet de lutter contre les actes illicites qui ne peuvent être qualifiés de piraterie et qui se produiraient à bord des navires en haute mer. L’analyse de l’article 1° de cette convention nous révèle que son champ d’application largement défini permet d’inclure les engins mobiles situés en haute mer et qui ne sont pas attachés de manière permanente au sol sous-marin. « Ship means a vessel of any type whatsoever not permanently attached to the sea bed, including dynamically supported craft, submersibles, or any other floating craft. » Si au départ cette convention est applicable aux seules installations flottantes situées en haute mer, nous le verrons plus loin, son contenu a été rendu applicable aux installation opérant de manière permanente et fixe sur un plateau continental (cf. infra).

- Le caractère dominant de l’Etat du pavillon…en matière maritime : En effet toutes les règles dont nous avons invoqué l’existence concernant les engins

mobiles, ne leur sont applicable qu’au travers de la réglementation de l’Etat du pavillon qu’ils arborent puisque l’obligation leur en est faite par le droit de la mer.

Au niveau des conventions maritimes internationales cela se traduit par une application au cas par cas de celles-ci selon leur ratification par l’Etat du pavillon. Néanmoins la majorité des Etats ont adhéré à trois grandes conventions maritimes (SOLAS, convention sur les lignes de charge, MARPOL), ce qui nous permet de dire qu’au moins ces trois conventions internationales sont applicables aux engins mobiles de manière générale.

Par contre lorsque l’engin sera en exploitation, en vertu des articles 77,80,81, de la CMB l’Etat côtier aura juridiction sur ces installations d’ou un conflit entre la souveraineté du pavillon et celle de l’Etat riverain.

Ce qui selon nous constitue un argument de plus pour distinguer juridiquement les deux périodes(avant / pendant les opérations pétrolières) et justifie l’analyse des caractères des plates-formes pétrolières pendant les opérations.

91 cf. « droit maritime général » cours polycopiés du professeur P.Bonassies, page 31. 92 J.O. 1992 n° 2979, décret du 22 février 1992.

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II°°°° Section : …Leur fonction pétrolière les caractérise toutes. Considérer que ces installations maritimes subissent avec la plus grande force l’influence de leur fonction au point même de changer de nature et de régime juridique c’est l’idée qui est ici avancée. La proposition est risquée ; il s’agit non seulement de revendiquer pour toutes les installations quelque soit leur structure (flottantes ou non ), l’appartenance à une famille unique : installations pétrolières. Mais il s’agit en outre de n’attribuer cette qualité que temporairement, lors des opérations pétrolières. Ce qui a pour conséquence de conférer a certains (engins mobiles) une double nature suivant leur situation. La proposition n’est pas nouvelle comme nous l’indique le professeur A.Vialard, dans son ouvrage :93 « Généralisant une distinction proposée par la doctrine, il devrait être possible de construire un régime mixte aux plates-formes pétrolières tenant à leur caractère hybride de bâtiment de mer d’une part et d’engin d’exploitation minière d’autre part. ». Pour cela il nous faut partir du postulat que les installations dont nous parlons se livrent à des opérations pétrolières d’exploration ou de production ; elles sont donc dans une situation que nous qualifierons de manière générale de situation d’exploitation. Dès lors peu importe qu’il s’agisse de forage ou de production voire même dans certains cas de stockage et de traitement du brut, on parlera d’exploitation afin d’englober tous les cas de figure, l’essentiel étant que ces installations aient obtenu les accords nécessaires pour opérer sur le plateau continental de l’Etat riverain. Partant de là il nous faudra essayer de démontrer que ces installations changent bel et bien de nature et de régime juridique lorsqu’elles sont en situation d’exploitation pétrolière. A l’instar de la première section nous diviserons ici notre travail en deux paragraphes consacrés premièrement à définir la nature juridique des plates-formes pétrolières pendant les opérations et deuxièmement à tracer le régime juridique de celles-ci durant la même période.

§I°°°° Nature juridique des plates-formes pétrolières pendant l’exploitation. Dans une optique comparative de ce que nous avons pu dire dans la section précédente, il nous faudra examiner dans ce paragraphe à la fois les caractéristiques des installations pétrolières, la valeur des certificats de classification, la position des législations nationales durant l’exploitation pétrolière.

A. Les caractéristiques des plates formes pétrolières pendant l’exploitation. Inutile de reprendre ici les critères qui nous ont aidé dans la section précédente, lorsque nous traitions des engins mobiles en dehors de phases pétrolières, ils sont ici inopérants. Durant l’activité pétrolière les installations en cause sont soit posées sur le sol marin (elles ne flottent pas ), soit maintenues en place par un système d’ancrage qui leur évite de se déplacer (elles ne naviguent donc pas). Et pour les plus imaginatifs, même les engins qui sont en positionnement dynamique demeurent en place, fixés au sol au moins par un « riser ».94

93 A.Vialard « droit maritime » PUF édition 1997, page 252, n°289. 94 Mots anglais issu de « rise » qui signifie s’élever et qui désigne la tête du puits de pétrole et la connexion avec la plate-forme située au dessus.

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Il n’y a donc pas navigation maritime proprement dite, ni pour les navires foreurs ni pour les engins mobiles et encore moins pour les installations fixes. Ces situations ne sont en aucun cas comparables à celle d’un navire qui aurait jeté l’ancre en haute mer pour un moment, plusieurs éléments nous incitent à le penser. • Les plates-formes pétrolières bénéficient de zones de sécurité, cela les distingues d’emblée d’un

navire qui aurait jeté l’ancre. Ces zones sont signalées sur les cartes marines et les grandes routes maritimes sont tracées en évitant soigneusement ces zones. Leur franchissement par un navire tiers entraîne immédiatement une procédure d’alerte dans un premier temps mais surtout une amende importante pour le contrevenant.95

• De plus, à la différence des navires, les installations pétrolières sont étroitement liées avec l’Etat côtier durant les opérations, toutes les législations pétrolières imposent en effet au compagnies présentes dans la licence et notamment à l’opérateur d’avoir une filiale dans cet Etat96.

• Enfin comme nous l’avons dit précédemment l’Etat côtier a juridiction sur ces installations en

vertu des articles 77, 80 et 81 de la CMB, ce qui est totalement contraire aux règles applicables aux navires qui portent un pavillon.

Il ne s’agit pas ici de simples atteintes à la souveraineté du pavillon comme peuvent en souffrir les navires qui pénètrent dans les eaux intérieures d’un Etat côtier. Il est question tout bonnement de juridiction, on peut estimer qu’il y a donc un abandon du privilège du pavillon car au sens du droit de la mer, seul un Etat doit avoir juridiction sur un engin placé en haute mer. Il y a donc eu un transfert de juridiction pour ce qui concerne les engins munis d’un pavillon, de fait peut-on peut dire que tout le régime juridique du pavillon s’envole également ? Ce qui est certain c’est que les engins qui disposent d’un pavillon perdent ce privilège et la qualité de navire ou d’engin mobile, au profit de celle d’installation pétrolière, sans distinction de leur réalité physique, dès lors qu’ils entrent en exploitation pétrolière. Les installations fixes elles, n’ont jamais eu de pavillon et ont en fait été depuis leur origine soumises à la juridiction de l’Etat côtier notamment pour ce qui est de leur construction comme nous avons pu le constater à travers l’étude du système norvégien. Durant le bref laps de temps où ces installations « fixes » peuvent être considérées comme des bâtiments de mer, elles n’ont toutefois pas de pavillon. Cela leur serait impossible techniquement car elles ne satisferaient que très peu la réglementation maritime, et de surcroît cela leur serait inutile car elles n’ont pas pour vocation à se déplacer.

Une fois prises en compte la juridiction et la compétence de l’Etat riverain sur les installations pétrolières, ce qui nous importe maintenant c’est de savoir ce que recouvre cette notion et à quel moment s’opère la mutation.

95 cf. annexe n°1, page 85 à 93 Petroleum Act. 96cf. annexe n° 2, Safety Decree, page 94 à104.

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B. La qualification d’installation pétrolière dépend de la législation de l’Etat côtier.

Qu’est-ce qu’une installation pétrolière ? Telle sera notre préoccupation dans ce paragraphe, définir cette notion afin de mieux cerner le statut des plates-formes pétrolières. L’expression « installation » nous vient du droit de la mer qui l’utilise sans la définir pour indiquer que ces installations n’ont pas le statut d’îles. La seule chose que nous sachions grâce au droit de la mer c’est qu’il s’agit de « chose » ayant pour but de permettre l’exploration et l’exploitation des ressources minérales en mer, peu importe apparemment les propriété physiques de la structure servant de support à cette fonction. Il nous faut donc en venir à la conclusion que c’est à chaque Etat côtier de définir l’expression « installation pétrolière », mais force est de constater qu’il y aura autant de définitions que de législations pétrolières. Peut être convient-il alors de définir l’expression « législation pétrolière » ; il s’agit en fait de toutes les règles dont l’intérêt particulier repose sur l’industrie du gaz et du pétrole. Nous allons tenter de présenter les caractères les plus fréquemment reconnus à la notion d’installation pétrolière au travers de l’étude de trois législations. • L’installation pétrolière dans la législation française : La loi de 1968 dans son article 3 définit de manière assez précise les « installations ou dispositifs » comme étant « I des plates-formes et autres engins d’exploitation ainsi que leurs annexes ; II des bâtiments de mer qui participent directement aux opérations d’exploration et d’exploitation ». Si la motivation implicite de ce texte se devine aisément, à savoir le fait de ne pas laisser à la seule loi du pavillon les bâtiments de mer, on peut regretter le manque de clarté de ces dispositions dont on ignore si elle a pour effet d’ôter son effet au pavillon. Nous le verrons plus loin la Norvège dans le même souci de contrôle de ce type d’engins a simplement fait référence à la fonction pétrolière de l’engin sans se lancer dans une description technique de celui-ci. Il est à noter que la France avait élaboré un projet de loi sur les installations et dispositifs destinés aux travaux d’exploration et d’exploitation des ressources naturelles du sous-sol marin en date du 30 décembre 1980. Si l’on se réfère a l’article 3 de ce texte « Les lois et réglements relatifs aux navires ou batiments de mer pratiquant la navigation de commerce maritime sont applicables aux engins et dispositifs… », Ce projet de loi avait essentiellement pour but d’étendre aux plates-formes les textes applicables aux navires. Aucune suite ne semble avoir été donnée à ce texte qui comme le projet du CMI prônait pour les installations pétrolières une assimilation des textes applicables aux navires sans distinction de situation. • L’installation pétrolière dans la législation anglaise : Toute définition physique des installations est soigneusement évitée dans le continental shelf act de 1964, qui prévoit des zones de sécurité pour protéger des « installations », ou encore l’application de la juridiction anglaise sur ces « installations » ect. Des commentateurs97 reprochent toutefois à cette législation de ne pas être assez large de manière à englober toutes les installations même les « facility » c’est à dire les annexes n’ayant pas une fonction directement en relation avec l’exploration ou l’exploitation. Une clarification sur ce point serait apportée par des textes ultérieurs comme l’Oil and gaz act de 1982, ou bien encore le mineral working act de 1971.

97 B.Barrett,R Howells, B.Hindley , op.cit page 53.

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• L’installation pétrolière dans la législation norvégienne 98: Les choses commencent assez mal pour notre étude car aucune définition d’installation pétrolière n’y figure, en revanche le petroleum act99 définit les activités pétrolières. « All activities associated with subsea petroleum deposits, including exploration, exploration drilling, production, transportation, utilisation and decommissioning, including planning of such activities, but not including, however, transport of petroleum in bulk by ship ». La conséquence :une installation pétrolière est une structure engagée dans une activité pétrolière telle que précédemment définie ; inversement en dehors de toute activité pétrolière la structure retrouve sa qualification antérieure (navire, engin mobile, bâtiment de mer…) Par ailleurs on l’aura noté il ne s’agit en aucun cas à travers la législation pétrolière de régler le transport de ces matières, c’est là une constante dans les législations pétrolières qui s’explique par le fait que ces législations sont la conséquence des dispositions du droit de la mer concernant l’activité minière en mer. Le recours à une définition aussi large que celle d’activité pétrolière présente de très nombreux avantages ; ce qui est visé par le texte est en effet la fonction et non plus la nature de l’engin.

- Conséquence sur la loi applicable : On assiste à une dualité de régimes applicables, pétrolier pour ce qui est de la sécurité et du pavillon pour le reste, la frontière entre les deux apparaît difficile à établir de manière générale, il faudra voir au cas par cas si c’est la fonction pétrolière qui est en cause. La pratique nous offre des illustration assez étonnantes de cette division : ainsi l’accident provoqué par la grue d’une plate-forme pétrolière qui laisserait échapper un conteneur sur un supply ship est soumis au droit pétrolier. Le même accident causé par la grue du supply serait régie par la loi du pavillon du navire. Mais il convient d’observer que par ailleurs ce supply ship sera soumis à la législation pétrolière norvégienne pour le mauvais accomplissement de sa fonction pétrolière.

- Conséquence sur les normes de sécurité applicables. Un problème identique existe non plus en ce qui concerne la loi applicable mais en ce qui concerne les normes de sécurité (normes techniques). Par exemple un supply ship n’est pas une installation pétrolière, mais a bel et bien une activité pétrolière, il devra ainsi se soumettre à la législation norvégienne pour ce qui est relatif à sa fonction. Tout en conservant son pavillon, il devra se mettre aux normes norvégiennes de sécurité pour les supply ship, et ses équipements pourront faire l’objet d’une vérification préventive par les autorités norvégiennes. Cela est vrai pour un supply ship qui arborerait un pavillon autre que le pavillon norvégien et qui pour opérer en Norvège devrait appliquer les normes de cet Etat, mais cela est également vrai pour un supply ship battant pavillon norvégien en règle vis à vis de la législation maritime, mais pas forcément vis à vis de la législation pétrolière. Car comme nous le verrons et comme cela résulte clairement du rapport LIKHETSSTUDIEN100 les normes (sécurité, construction…) maritimes norvégiennes sont très différentes des normes pétrolières de ce même Etat. Cette différence n’est pas propre à la Norvège, des auteurs nous signalent le même manque d’uniformité des normes en Angleterre101. Si un manque d’uniformité existe entre les normes maritimes et pétrolières d’un même pays nous allons voir qu’entre les législations pétrolières de chaque Etat existent également de grandes disparités.

98 cf. annexe n°3, page 105 à 112, Lettre du NPD The arrangement of regulatory supervision. 99 Cf. annexe n°1, Petroleum act section 1-6 definitions, page 85 à93. 100 Rapport sur la différence entre les normes de sécurité exigées par le NPD pour toute activité pétrolière et les normes de sécurité maritime utilisées par le DNV (Det Norske Veritas Classification A/S) publication NPD. 101 B.Barrett, R.Howells, B.Hindley « safety in the offshore petroleum industry » édition Kogan page, 1987 page 57.

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C. La « classification » des installations dépend également des Etats côtiers. Une précision avant tout, avec le thème de la classification des installation, nous ferons référence à des normes techniques qu’il faut bien distinguer des autres normes juridiques ayant aussi pour but la sécurité (safety decree). Nous connaissons en matière maritime la place importante des sociétés de classification, et nous avons réaffirmé leur rôle en ce qui concerne les engins mobiles et par extension aux bâtiments de mer. Néanmoins une source de confusion grave semble naître du caractère à la fois maritime et pétrolier des engins mobiles, car si en matière maritime tous les Etats côtiers admettent sans autre modalité la valeur des certificats, en matière pétrolière tous ne reconnaissent pas une valeur suffisante aux certificats délivrés par ces sociétés. Pour reprendre l’exemple de la Norvège, une installation mobile qui rentre pour la première fois dans les zones sous influence norvégienne doit obtenir un certificat du Maritime Directorate, et c’est une société de classification qui sera chargée de certifier l’engin. A ce stade il ne s’agit encore que de la partie maritime de l’installation cela n’a bien entendu aucun rapport avec le « consent » donné pas le NPD pour des opérations pétrolières précises. Cette confusion s’est traduite dans la pratique par des scandales financiers du nom, entre autre, de « BALDER ».

Les exemples sont nombreux mais le processus est classique : un engin mobile est construit selon les prescriptions et avec les certificats maritimes mêmes spécifiques à l’exploitation pétrolière, mais au moment d’obtenir le « consent », l’engin n’est pas admis à opérer sur le plateau continental norvégien, les normes du NPD n’ayant pas été respectées, des travaux de mise au normes devront être entrepris ; bilan : trois ans de retard et trois milliard de plus pour la réalisation.102 Comme nous l’avons vu, en Norvège les certificats maritimes peuvent tenir une place importante mais ils ne suffisent pas pour le NPD et donc ils ne suffisent pas pour les activités pétrolières.103 Il est certain que la Norvège en faisant procéder par son administration à de tels contrôles techniques, a adopté une position tout à fait particulière qui ne se retrouve pas dans toutes les législations. En règle générale les Etats côtiers n’ont pas ces exigences en matière de sécurité, bon nombre d’administrations se contentant des certificats de conformité (maritimes et pétroliers) attribués par les sociétés de classification maritime, à des engins mobiles destinés à l’exploration ou à l’exploitation pétrolière. Ces certificats sont donnés par référence à des standards de sécurité propres à chaque société de classification, ils n’ont dès lors aucun caractère d’universalité. Les normes ISO dont nous avons parlé précédemment, bien que très utilisées dans l’industrie voire même exigées par certains assureurs, ne sont pas des normes de sécurité mais simplement des normes de qualité. Leur force juridique est donc relative ; tout à fait valable dans les relations propriétaire de l’installation et assureur, elles ne représentent rien vis à vis de l’Etat côtier qui utilise souvent des critères qui lui sont propres. Les normes ISO ne sont pas les seules il en existe bien d’autres (Directives européenne SEVESO II, NORSOK, SHCMOEI) chacune spécialisée dans un domaine particulier (électricité, chauffage, raffinage, pompes, tuyau…). En matière pétrolière il n’y a pas véritablement d’organisation internationale chargée d’édicter des normes de sécurité.

102 Stavanger Aftenblad 18 décembre 1997. 103 Cf. annexe n°2, Safety decree du 27juin 1997 section 20 « Existing documentation, including maritime certificates issued by Norwegian or foreign flag state authorities, may be used as basis for documentation of compliance with requirements stipulated in or pursuant to these regulation », page 94 à 104.

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§II°°°° Régime juridique des plates-formes pétrolières pendant l’exploitation.

Il nous faut ici faire une parenthèse pour indiquer que la Convention pour la répression d’actes illicites contre la sécurité de la navigation maritime de 1988, qui n’est pas applicable aux engins fixés sur le plateau continental d’un Etat, le devient grâce au Protocole de la même année. Le Protocole vise spécifiquement les installations fixes dans son article 3 et fait application pour la majeure partie des dispositions de la convention.104 D’autre part notre but n’est pas ici de relater le contenu des différentes législations pétrolières ni même celui d’une seule, la tâche serait colossale. Toutefois pour donner une idée générale sur le contenu de ces législations, nous pouvons dire que, légitimées par le droit de la mer, elles ont eu pour vocation d’instrumenter dans deux domaines précis :

- La gestion de la sécurité et de la pollution. - La gestion des ressources.

Si l’on veut avoir une idée exacte du régime juridique des installations pétrolières en mer lors de l’exploitation il faut donc se pencher sur l’étude des textes rédigés à cette intention par l’Etat côtier. Si l’on veut en outre avoir une idée précise des obligations d’une compagnie pétrolière concernant l’exploitation d’une plate-forme précise il faut en plus regarder le contenu de la licence, de la joint operating agreement, ainsi que toute recommandation spécifique au gisement en cause de la part de l’Etat côtier. En effet chaque gisement étant unique des obligations particulières peuvent être faites à chaque exploitant sur le matériel à employer, sur la vitesse de pompage, sur la catégorie de boue à ne pas utiliser… Dans un premier temps, sans procéder à une étude exhaustive de la législation pétrolière en matière de sécurité, nous illustrerons les propos précédents de quelques exemples tirés de l’exploitation pétrolière en Norvège. Puis dans un second temps nous parlerons de l’effet de la juridiction de l’Etat côtier sur l’installation en ce qui concerne la loi applicable.

A. Législation pétrolière de l’Etat riverain : L’exemple le plus significatif par son ampleur en matière de gestion de la sécurité des opérations pétrolières par l’Etat côtier nous est donné par une décision du NPD en date du 18 novembre 1992.105 Il s’agit d’une décision donnant ordre purement et simplement aux membres d’une licence de reconstruire une installation pétrolière déjà en activité. La licence n° 018 dont l’opérateur était la compagnie MOBILE s’est ainsi vue obliger de remplacer ses installations sur le champ d’EKOFISK. S’il était encore besoin de le préciser, on est ici bien loin des décisions relatives à la sécurité sur les navires. Cette décision reposait sur deux motifs principaux, d’une part une insuffisance de sécurité dans la construction propre de l’installation selon le NPD, et d’autre part un danger dû au comportement du réservoir et à l’effondrement du sol sous marin sur lequel reposait l’ensemble fixe. Cette mise en conformité bien que représentant un coût énorme à été parfaitement réalisée par la licence, et le champ d’EKOFISK, un des plus anciens de la mer du Nord continue actuellement de produire.

104 The international Law of the Sea, E.D. BROWN volume I page 114. 105 cf. annexe n°5, NPD CASES, cas n°4 page 119.

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Une décision similaire à été émise par le NPD à l’encontre de la compagnie PHILLIPS le 24 mai 1993 toujours sur le champ d’EKOFISK,106 mais il s’agissait dans ce cas plus simplement de transformations d’une installation fixe et non de reconstruction intégrale. En se limitant à l’analyse des exemples précédents on pourrait penser que seules les installations fixes sont susceptibles de tels contrôles et de telles décisions. Mais il convient de rappeler que ce qui est visé dans la législation norvégienne c’est l’activité pétrolière par conséquent une installation mobile fait l’objet des mêmes contrôles de sécurité de la part du NPD dés lors qu’il y a destination au plateau continental norvégien. Un exemple d’injonction concernant un engin mobile nous est donné par une décision du NPD en date du 22 décembre 1997.107 La décision est assez caractéristique de la politique norvégienne en matière d’exploitation pétrolière, la compagnie STATOIL après avoir reçu le consent pour des opérations d’exploration et de forage au moyen d’un engin mobile précis sur une zone déterminée, s’est vue demander par le NPD une nouvelle évaluation aux fins d’établir un nouveau consent. Bien qu’ayant obtenu un premier consent qui établissait la conformité de l’engin aux normes norvégiennes de sécurité, et bien qu’il ne s’agissait pas d’un retrait de celui-ci, implicitement toute opération pétrolière sans application pour un nouveau consent aurait été impossible. Avec le consent les autorités norvégiennes attendent un travail personnel de l’opérateur, c’est lui qui doit établir et expliquer au NPD en quoi l’installation est conforme et en quoi les normes utilisées sont suffisantes pour assurer la sécurité des opérations. C’est donc en partie sur la base d’une relation de confiance qu’est attribuée cette autorisation, mais les contrôles des ingénieurs du NPD servent à s’assurer du contenu des informations données par l’opérateur. Il est à noter que dans chaque décision le NPD fait référence au contrôle interne de la sécurité par la licence, et se réserve le droit d’intervenir à tout moment que ce soit par un audit sur la gestion de la sécurité par la compagnie opérateur, ou bien par une supervision technique des installations par ses propres ingénieurs. De plus le fait qu’il s’agisse ici d’une installation mobile nous montre bien le changement de régime de l’engin à l’installation, car en tant qu’engin mobile aucune observation spécifique n’était faite par contre en tant qu’installation ayant des activités pétrolières sur le plateau continental norvégien un corps de règles bien spécifiques viennent s’appliquer à ces structures. Une autre conséquence est liée au début des opérations pétrolières : il s’agit de la loi applicable, car comme nous l’avons souligné précédemment, durant cette activité la loi du pavillon s’efface au profit de la législation pétrolière et de la juridiction de l’Etat riverain. D’ou l’intérêt selon nous d’examiner les loi applicables sur les installations pétrolières.

106 cf. annexe n°5, NPD CASES, cas n°3, page 118. 107 cf. annexe n°5, NPD CASES, cas n°5 page 120.

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B. Loi applicable : Le principe général est posé par le droit de la mer qui comme nous l’avons vu, attribue compétence et juridiction à l’Etat riverain pour tout ce qui concerne les activités se déroulant sur plateau continental. Les législations nationales se font souvent l’écho de ce principe, par exemple la loi française de 1968 sur le plateau continental dans son article 5 précise que : « les lois et règlements français s’appliquent pendant le temps ou sont exercées les activités mentionnées à l’article 2 ». On peut donc observer que la loi française est applicable pendant le temps et dans la mesure ou il s’agira d’activités pétrolières. Des dispositions similaires existent dans le Pétroleum Act norvégien section 1-4. 1° La compétence « ratione personae ». Deux législations sont à examiner ici, pénale d’une part, et du travail d’autre part. Dans la mesure où ces deux domaines ont une relation avec la sécurité et où en outre l’Etat côtier a juridiction sur les installations, les loi pénales et sociales de l’Etat riverain s’appliquent aux installations pétrolières. La solution est moins nette pour les engins ayant une fonction pétrolière mais n’étant pas à proprement parler une installation pétrolière, nous avons vu précédemment la difficulté de définir la notion d’installation pétrolière, cette difficulté se répercute au niveau du régime applicable. Si l’on prend l’exemple des supply ship, dans la législation norvégienne ils ne sont soumis ni à la loi pénale ni aux lois sociales de l’Etat côtier mais seulement aux réglementations concernant leur fonction. 2°La compétence « ratione materiae ». Cette compétence recouvre essentiellement trois domaines : civil, fiscal et douanier. Au plan douanier et fiscal en France, les produits extraits sont considérés comme provenant du territoire douanier le l’Etat (article 15 de la loi de 1968). Pour permettre aux agents des douanes d’exercer leur compétence dans les meilleures conditions, il leur est accordé un droit de visite des installations et dispositifs. Des dispositions similaires existent dans la législation norvégienne et ce sont les fonctionnaires du NPD qui sont chargés d’inspecter le bon fonctionnement des compteurs relevant la production. Au plan civil, cela devient plus complexe, et il convient de distinguer : la loi applicable lors de responsabilité civile, et la loi applicable au contrat. • Notre examen portera en premier lieu sur la loi applicable aux contrats.

Pendant longtemps, on a cru que les contrats pétroliers étaient autonomes et pouvaient se soustraire à toute compétence législative nationale car les rédacteurs essayaient de régler dans ces contrats toutes les difficultés qui pouvaient surgir entre les parties. Un arrêt du début du siècle108 a contredit cette thèse, position réaffirmée à l’occasion de deux arrêts postérieurs.109 Ces différentes décisions ont été accueillies favorablement par la doctrine pour qui le rattachement d’un contrat à une loi est nécessaire car celle-ci permet de combler les lacunes, d’en interpréter les points litigieux et de protéger les tiers qui pourront ainsi se référer à un système juridique organisé. On saisit immédiatement l’intérêt d’un rattachement à une loi suivant le contenu des clauses et leur condition de validité ou bien encore l’étendue des devoirs des parties comme nous le verrons ultérieurement.

108 Cassation 5 décembre 1910, arrêt dit « de la charte parties » 109 Cour suprême Allemande Reischgerischt, 28 mai 1936.

Cassation 21 juin 1950.

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Le défaut de toute loi de référence applicable au contrat a animé de nombreux débats doctrinaux dont le point d’achoppement portait sur le choix entre la loi du maître d’œuvre ou celle de l’Etat côtier. 110 Si la question présente un intérêt théorique certain, du point de vue pratique on constate que la quasi totalité des contrats précisent la loi applicable, même lorsqu’il s’agit de deux parties du même pays pour un contrat ayant lieu dans ce pays. • La loi applicable lors d’action en responsabilité civile.

S’il y a une action en responsabilité civile c’est à l’évidence qu’il y a eu un dommage ; ceux susceptibles d’arriver sur une plate-forme pétrolière sont très variés, nous ne parlerons pas ici des dommages dus aux collision et abordages, ce sera l’objet du premier chapitre de la seconde partie. Pour les autres problèmes de responsabilité civile un arrêt récent111 vient apporter une solution qui semble au demeurant logique en tranchant en faveur de l’application de la loi de l’Etat côtier. L’étude de ce problème se justifie d’autant plus à ce stade car, bien que basée sur la responsabilité civile, cette action avait pour but la réparation d’un dommage qui résultait d’une mauvaise exécution de ses obligations contractuelle par un maître d’œuvre. L’arrêt n’indique pas pour quelle raison l’action s’est basée sur le terrain délictuel de la même manière qu’il n’indique pas quelle était la nature de la plate-forme (fixe, mobile) ou encore si elle était en activité pétrolière. Les faits de l’espèce étaient les suivants : l’effondrement d’une partie d’une plate-forme en mer était due à la mauvaise construction des tubes de maintien ; pour des raisons non précisées une action était menée sur le terrain délictuel. Il fallait donc rechercher la loi applicable pour la résolution du conflit et, comme décrit précédemment, le choix devait s’opérer entre la loi du maître d’œuvre et la loi de l’Etat côtier. La plate-forme opérant en mer du Nord, la loi de l’Etat côtier était la loi écossaise, la loi du maître d’œuvre était plus difficile à déterminer compte tenu du nombre d’intervenants à la réalisation de l’ouvrage ; mais un des sous-traitants était une société française.

Bien évidemment l’issue du litige était tout à fait différente selon la loi applicable ; la loi écossaise de la responsabilité délictuelle est identique à la loi anglaise, toutes deux ne prévoient aucune obligation de surveillance « duty of care », alors que la jurisprudence française aurait admis une telle responsabilité délictuelle. D’ou l’intérêt pour les requérants à rattacher la résolution du litige à la loi française, la cour d’appel de Paris tranche en faveur d’un rattachement à la loi écossaise lieu du dommage. Du point de vue du droit privé international de manière générale, nous renverrons l’analyse de cet arrêt à la note du Professeur G. Legier ; par contre au regard de notre étude on peut dire que cette décision cadre avec les principes posés par le droit de la mer conférant juridiction aux Etats riverains sur les installations positionnées sur leur plateau continental car c’est en quelque sorte ce critère qui a servi de point de rattachement à une loi applicable.

110 Pour de très intéressants développements sur les débats doctrinaux portant sur le choix entre la loi du maître d’œuvre et la loi de l’Etat riverain voir Arnaud de Raulin thèse précitée page 58 à 67. 111 Cour d’Appel de Paris, première chambre civile section C 16 janvier 1997, arrêt MOBIL NORTH SEA Ltd,

in DMF Novembre 1997, page 992 avec les observations du Professeur P. Bonassies et in Journal du droit international (Clunet) 1997 avec une note du professeur G. Legier.

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Conclusion du II°°°°chapitre : Nous avions été mis en garde par le professeur M.Remond sur la difficulté de définir juridiquement les plates-formes pétrolières « Les caractères déterminant la nature juridique des engins varient, et leurs caractère commun sont sans intérêt pour le droit ».112 Les structures sont en effet d’une extrême diversité : flottantes, fixes, ancrées, en positionnement dynamique, autonomes, remorquées… Leur fonctions sont également très disparates :destinées à la production, destinées à l’exploration, support des logement du personnel, support du derrick… Les règles qui leur sont applicables varient elles aussi en fonction non seulement du type d’installation (fixe/mobile) mais également en fonction de la situation dans laquelle se trouve la plate-forme (en opération / en dehors de toute opération). « La définition du statut des installations de forage semble dès lors supposer une impossible conjugaison entre deux ordres inconciliables ».113 Le chapitre que nous venons d’achever a eu pour but de montrer que ces engins étaient néanmoins encadrés par des règles, aussi diverses fûssent-elles, et que leur grande caractéristique tient à leur position d’interface entre le droit maritime et le droit minier de l’Etat côtier. Dans la première section nous avons donc porté notre attention sur la situation maritime des plates-formes pétrolières. - Lorsque ces engins vont naviguer et être soumis au droit maritime.

Trois qualifications seront alors possibles : navire, engin mobile, bâtiment de mer. Trois régimes juridiques découleront de ces qualifications, mais tous trois inspirés du régime applicable au navire et présentant donc de nombreuses similitudes. Il n’y a pas explosion des règles applicables et en dépit de quelques spécificités liées à la nature de l’engin, il s’agit toujours de droit maritime lequel a gagné en précision.

Dans la seconde section nous avons ensuite étudié ces installations lorsqu’elles sont en opération pétrolière. - Lorsque ces engins ont pour fonction de prélever les ressources minérales contenues dans le sol et

le sous-sol marin, il faut leur appliquer la législation pétrolière de l’Etat riverain. Cette législation s’applique essentiellement à un type de structure : les installations pétrolières. Une seule qualification juridique ici donc, mais en revanche de nombreux régimes, car il existe autant de régimes juridiques que de législations pétrolières, chaque Etat côtier ayant sa propre définition de l’installation pétrolière et y appliquant ses propres règles.

Une distinction importante doit être ici relevée entre la législation pétrolière de l’Etat riverain et les normes de sécurité édictées par certains d’entre eux. S’il est parfaitement compréhensible que chaque Etat côtier adopte une législation pétrolière qui soit le reflet d’une certaine conception de l’exploitation pétrolière en ce qui concerne l’octroi de licences, la répartition des responsabilité, la perception des taxes, il nous paraît surprenant pour ne pas employer un autre terme qu’en ce qui concerne la sécurité des installations, il n’y ait aucune uniformité ni aucun standard international. Car la sécurité est un problème d’ordre général nous semble t-il, et tout le monde à intérêt a l’usage de matériel présentant des garanties de sécurité optimum pour le bon déroulement des opérations.

112 M.Remond thèse op.cit , page 175 n°162-163. 113 M.Remond-Gouilloud « quelques remarques sur le statut des installations pétrolières en mer » op.cit, page 677.

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Il aurait semblé concevable que les normes de sécurité propres à l’exploitation pétrolière ne constituent qu’un module supplémentaire uniforme venant s’ajouter aux règles maritimes de sécurité lesquelles font l’objet d’une uniformisation internationale. Deux nuances doivent être apportées a ce qui vient d’être dit, la première est relative aux effort des Etats de la mer du Nord et de l’Union Européenne pour harmoniser leur normes de sécurité (NORSOK standards, commission Européenne SHCMOEI114). La seconde est relative à la particularité de chaque puits et de chaque installation qui nécessitent souvent des normes spécifiques de sécurité compte tenu de la qualité des roches ou encore de la spécificité du réservoir. On est en effet dans un domaine où les solutions sont à rechercher au cas par cas.

114 SHCMOEI (Safety and Health Commission For the Mining and Other Extractives Industries)

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Conclusion de la I°°°° partie : L’avènement de l’exploitation pétrolière en mer a bouleversé l’équilibre établi depuis des siècles en attribuant une nouvelle fonction à la mer.

- aux fonctions traditionnelles de la mer qui sont celles de la navigation et de l’exploitation des ressources halieutiques,

- est venu s’ajouter cette autre fonction plus récente qui est celle de réservoir de richesses minérales.

Nous avons montré dans notre premier chapitre en quoi ces deux fonctions s’opposaient et comment le droit de la mer s’est efforcé de concilier le principe de la liberté des mer et la revendication d’un droit de propriété des Etats côtiers sur les ressources de celle-ci. Il est ressorti de notre étude que l’exploration et l’exploitation pétrolière en mer est une activité dont l’Etat côtier retire les bénéfices, en contre partie le droit de la mer a mis à la charge de ces Etats un certain nombre de responsabilités et de devoirs :

- Responsabilité et devoir de gestion des ressources contenues par son plateau continental, - Responsabilité et devoir de protection de l’environnement marin.

De fait les installations que l’Etat côtier autorise à opérer en mer sur les zones dont il a la responsabilité sont sous son contrôle juridique. Dès lors peu importe la forme ou les caractéristiques de l’installation engagée dans des activités pétrolières sur le plateau continental d’un Etat, elles doivent satisfaire aux exigences de cet Etat. Cela est vrai pour les installations fixes qui de toute façon ne possèdent pas de statut international dans le sens ou elles ne sont pas susceptibles d’arborer un pavillon et de se déplacer d’Etat en Etat. Mais cela est également vrai pour les installations dites mobiles, qui malgré un statut juridique déjà établi notamment par référence au droit maritime, voient celui-ci totalement remis en cause, pour se soumettre aux exigences de l’Etat riverain. Ce rattachement des installations pétrolières à la juridiction de l’Etat riverain nous a incité à distinguer la situations des plates-formes pétrolières pendant l’exploitation et en dehors de toute exploitation. C’est cette distinction entre deux situation différentes de la plate-forme que nous avons voulu souligner dans notre second chapitre a travers l’étude de la qualification et du régime juridique de ces structures. Malgré les éclaircissement précédents sur les conditions d’occupation de la mer par les plates-formes pétrolières, une question reste toutefois en suspens, celle de la gestion par ces installations des problèmes susceptibles de se poser à elles. Car si des risques spécifiques naissent de la particularité de leur fonction ( le risque pétrolier), il n’en demeure pas moins que ces installations sont confrontées aux risques communs à toutes les structures placées en mer (le risque de la mer). C’est pourquoi il nous faut à présent nous pencher sur l’étude des problèmes rencontrés par les plates formes pétrolières lors de leur séjour en mer. II°°°° PARTIE l’occupation problématique du domaine maritime par les plates-formes pétrolières.

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II°°°° PARTIE. L’occupation problématique du domaine maritime par les plates-formes pétrolières. Les développements précédents nous ont permis de préciser le concept de plates-formes pétrolières quant à sa nature et à son régime juridique. Mais il ne s’agit là que d’une base dont il va falloir maintenant se servir pour déterminer quelles vont être les règles susceptibles de s’appliquer en cas de problème posé par les plates-formes pétrolières. La doctrine a constaté que les exploitations industrielles en mer font naître deux catégories de risques de nature totalement différente : un risque dû à la présence de l’installation en mer et un risque lié à l’activité des engins.115 Nous suivrons donc cette distinction pour présenter dans un premier temps les problèmes dû aux risques de la mer rencontrés par les plates-formes pétrolières. Chapitre I° L’occupation problématique des plates-formes due a leur présence en mer. Puis dans un second temps nous parlerons des problèmes liés à l’exploitation industrielle en l’occurrence la recherche ou la production pétrolières. Chapitre II° L’occupation problématique des plates-formes due a leur activité.

I°°°° Chapitre : L’occupation problématique des plates-formes due a leur présence en mer. Ce chapitre constitue en fait l’écho du chapitre précédent dans la mesure ou nous allons reprendre ici la distinction qui avait été utilisée précédemment : les plates-formes pétrolières avant et pendant les opérations pétrolières. Une démarche différente traduirait assurément un manque de logique, car à l’issue du chapitre précédent nous étions arrivés à la conclusion qu’en vertu des dispositions du droit de la mer, l’Etat côtier a la charge de gérer son plateau continental et juridiction sur celui-ci. Ce qui avait pour effet de faire changer la nature et donc le régime juridique des plates-formes pétrolières en dehors de toute exploitation pétrolière et pendant celle-ci. Nous poursuivrons donc dans cette optique en présentant dans un premier temps ces problèmes de la présence en mer des plates-formes en dehors de toute exploitation pétrolière. Section I° La gestion des risques de la mer par les plates-formes en dehors de toute exploitation pétrolière. Puis dans un second temps nous traiterons des problèmes que les plates-formes ont de par leur présence en mer durant leur activité pétrolière. Section II° La gestion des risques de la mer par les plates-formes pendant l’exploitation pétrolière.

115 M Rémond-Gouilloud, op. cit. DMF 1977, page 675.

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I° Section : La gestion des risques de la mer par les plates-formes en dehors de toute exploitation pétrolière. Ce qui va nous intéresser dans cette section concerne en premier lieu les risques de la mer et par voie de conséquence les règles relatives aux événements de mer élaborées par le droit maritime. Ce faisant nous avons vu dans le chapitre précédent que le droit maritime ne s’appliquait qu’a certaines structures. A l’instar de ce qui a déjà été dit nous considérerons ici les plates-formes ayant un minimum de caractère maritime, à l’exclusion donc des plates-formes fixes ou submersibles. Pourquoi une telle exclusion ? La plate-forme fixe assemblée sur place n’a pas d’autre existence qu’a l’endroit de sa future exploitation, de ce fait elle est déjà soumise au régime minier de l’Etat côtier Quant à la plate-forme submersible en béton ballastable nous avons vu qu’elle n’était que très rarement l’objet du droit maritime puisque un certain nombre d’Etats côtiers réglementent ces opérations au travers de leur droit minier et que bien que remorquées ou transportées sur la mer, ces structures échappent ainsi aux règles du droit maritime. A l’inverse nos trois catégorie d’engins maritimes : le navire foreur, l’engin mobile et le bâtiment de mer rentrent dans le cadre d’étude de cette section sur l’applicabilité des règles relatives aux événements de mer aux plates-formes pétrolières. Trois événements de mer font l’objet d’une réglementation particulière : l’abordage, les avaries communes et l’assistance apportée à un bâtiment en péril. Une autre règle accompagne cette réglementation, il s’agit de celle relative à la limitation de responsabilité du propriétaire de la plate-forme responsable d’un accident.

§I°°°° L’abordage. Avant d’étudier l’application des règles relatives à l’abordage, issues de conventions internationales ou du droit français, il nous faut dans un premier temps définir la notion et les caractéristiques de cette institution particulière du droit maritime. A. Notion et caractères. Matériellement, l’abordage se définit comme la collision entre engins flottants dont nous verrons plus loin lesquels sont concernés juridiquement par les textes. L’abordage peut également être constitué sans qu’il y ait contact physique entre les deux engins, on parle alors d’abordage sans collision. Concrètement il peut correspondre à la situation suivante : un engin provoque sur un autre des dommages par exécution ou omission de manœuvres, ou par non respect des règles du « code de la route » maritime. Cette notion large d’abordage est incluse dans la loi française et admise par la jurisprudence. Les textes internationaux comme les législations nationales regroupent un certain nombre de caractères communs non discutés : il y a abordage s’il y a collision. Cette collision doit provoquer un dommage à l’un des engins ou aux deux. L’abordage peut arriver soit du fait ou de la faute de l’un des deux bâtiments, soit par force majeure (abordage fortuit), soit enfin du fait d’une faute commise par chacun des engins (abordage pour faute commune).

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L’extension des règles de l’abordage aux plates-formes pétrolières, qui ne sont pas directement visées par les textes comme nous allons le voir, paraît bien utile. Si les plates-formes ne se heurtent que très rarement entre elles, les collisions avec les navires au cours de leur déplacement se présentent avec les mêmes caractéristiques que les collisions entre deux navires. Au regard des textes internationaux et de la loi française, nous allons tenter d’examiner la manière dont cette institution peut être adaptée ou appliquée aux plates-formes de forage. B. Les règles de l’abordage en droit international et la plate-forme. L’abordage est régi en droit international par la Convention de Bruxelles du 23 septembre 1910. L’application de cette Convention est déterminée exclusivement par la qualité des bâtiments entrés en collision : l’un doit être un navire et l’autre doit avoir la qualité juridique de bâtiment de mer ou de bateau de navigation intérieure, peu importe donc le lieu de la collision. Ces points sont d’ailleurs clairement énoncés dans l’article 1° de la convention : « En cas d’abordage entre navire de mer ou entre navire de mer et bateau de navigation intérieure, les indemnités dues à raison des dommages causés aux navires, aux choses ou aux personnes se trouvant à bord, sont réglées conformément aux dispositions suivantes, sans qu’il y ait à tenir compte des eaux où l’abordage s’est produit ». De ce qui a pu être dit lors des développements sur les différentes qualifications possibles pour les plates-formes, et de ce qui vient d’être exprimé concernant la convention de 1910, on peut estimer que les règles relatives à l’abordage telles que dégagées par cette convention, paraissent applicables au navire foreur, à l’engin mobile et au bâtiment de mer en dehors de leurs activités pétrolières. Cette idée est confortée par l’article 3 du règlement international pour la prévention des collisions116 qui énonce : « Le terme navire désigne tout engin ou tout appareil de quelque nature que ce soit, y compris les engins sans tirant d’eau et les hydravions, utilisés ou susceptibles d’être utilisés comme moyen de transport sur l’eau ». La plate-forme semble bien correspondre à cette définition à condition d’interpréter la notion « comme moyen de transport » largement dans le sens d’un déplacement sur l’eau. Si la plate-forme pétrolière doit respecter les règles de conduite et de prévention contre les abordages, il apparaît logique qu’elle soit également soumise aux règles de cette institution a posteriori, en cas d’accident. Un autre argument vient étayer cet avis et il est relatif à la nécessité de conserver l’unité du régime applicable en cas de collision, but de la Convention de 1910. Cette convention pourrait donc être étendue aux engins concernés par le règlement de 1972, c’est ce qu’a jugé la cour d’appel de Rouen à propos d’une bigue qui remontait la Seine117 bien avant l’édiction du règlement de 1972, en appliquant les règles de conduite maritime.

116 COLREG Convention de Londres du 20 octobre 1972. 117 Cour d’appel de Rouen 12 novembre 1965, DMF 1966, page 105.

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C. Les règles de l’abordage en droit français et la plate-forme. La loi du 7 juillet 1967 relative aux événements de mer pose les règles relatives à l’abordage dans son chapitre I°. Cette loi inspirée de la Convention de Bruxelles du 23 septembre 1910, indique en son article 1° alinéa 2 que « tous engins flottants, à l’exception de ceux amarrés à poste fixe, sont assimilés selon le cas, soit aux navires de mer, soit aux bateaux de navigation intérieure(…) ». Cet article a mis un terme à la jurisprudence antérieure qui refusait l’application des règles de l’abordage aux engins autres que les navires118. L’abordage étendu aux engins flottants n’est cependant pas total, la loi exclut expressément de son champ d’application les engins amarrés à poste fixe. Sont donc exclues de manière générale les plates-formes fixes ainsi que tout type d’installations en activité pétrolière, et de ce fait étant dans l’impossibilité de se déplacer. Sans aller plus loin dans l’analyse de la situation d’exploitation pétrolière puisque ce sera l’objet de la section suivante, on peut trouver au travers de l’exclusion par la loi française des engins amarrés à poste fixe une justification supplémentaire dans la présentation séparant le moment de l’exploitation pétrolière et en dehors de telles phases. Néanmoins concernant l’application de la loi de 1967 aux plates-formes pétrolières, on peut se demander quelle est la différence entre le régime de cette loi et celui de droit commun. Notre problème est simple : quel est l’intérêt des règles sur l’abordage, et quelle utilité présenterait leur application aux plates-formes. A comparer leur régime certaines circonstances d’abordage aboutissent aux mêmes solutions en droit commun et sous l’empire de la loi de 1967 dans deux cas : − lors d’un abordage fortuit, c’est à dire provoqué par un événement dont il est établi qu’il était

imprévisible et insurmontable. − lorsque la collision est due à la faute d’un seul des bâtiments. Par contre dans d’autres circonstances les deux régimes diffèrent : − lorsqu’il y a faute commune des deux bâtiments. − lorsqu’il y a abordage douteux. Cette différence est due à l’existence en droit commun d’une présomption de responsabilité posée par la jurisprudence sur le fondement de l’article 1384 alinéa 1 du code civil qui prévoit que le gardien ou le propriétaire répond des dommages causés, même lorsqu’il n’a commis aucune faute119. La présomption ainsi dégagée joue pleinement en droit commun en cas d’abordage douteux, car elle amène chacun à réparer l’entier dommage subi par l’autre. En revanche, le régime de l’abordage ne distingue pas l’abordage douteux de l’abordage fortuit : chaque bâtiment supporte ses propres dommages. Or le coût d’une plate-forme pétrolière est extrêmement élevé et souvent bien supérieur à celui d’un navire. En ce qui concerne le cas de faute commune, la différence tient ici à la suppression par la loi de 1967 du principe de solidarité en cas de dommage causé au tiers, alors que ce principe demeure en droit commun. En cas d’abordage ayant pour cause la faute d’un seul des deux bâtiments, les deux régimes aboutissent à l’entière responsabilité du fautif ; à noter qu’ici en droit commun la responsabilité fondée sur la notion de faute est rattachée à l’article 1382 et non plus 1384 alinéa1. Enfin en cas d’abordage fortuit, les deux régimes aboutissent à faire supporter à chaque bâtiment ses propres dommages.

118 Cour d’appel de Rouen 10 juin 1954, DMF 1954, page 538. 119 Cour de Cassation, Chambres Réunies 2 décembre 1941 « arrêt Frank », Sirey 1941, I, page 217.

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§II°°°° L’assistance maritime. La Convention de Bruxelles de 1910 pour l’unification de certaines règles en matière d’assistance et de sauvetage maritime a fixé les règles de cette institution. En droit français, c’est la loi du 7 juillet 1967, qui la réglemente. Si la loi française a repris le mécanisme de la Convention de Bruxelles, il semble que l’engin offshore n’y a pas le même statut. C’est pourquoi avant que d’étudier le régime des deux textes, nous allons étudier la façon dont la notion de plate-forme est entendue dans ces deux textes. A. La Convention de Bruxelles de 1910. Préalablement il faut remarquer que la convention de Bruxelles, contrairement à la législation française, n’opère aucune distinction entre l’assistance et le sauvetage.120 En droit français, le sauvetage consiste en une aide apportée à un bâtiment déjà sinistré, en état de non flottabilité, que son propriétaire a abandonné. Il n’y a pas ici d’obligation : il s’agit de sauver une épave. Ceci étant précisé, nous allons examiner comment cette convention peut être appliquée à la plate-forme pétrolière. Cette convention est centrée sur le navire, cependant, dans la mesure où elle n’en donne aucune définition, il est possible de l’entendre au sens large. Certains auteurs, au nom du progrès et de la nécessité de s’y adapter, préconisent l’application de la qualification de navire à l’ensemble des structures flottantes121. Cette extension se justifie également par le fait que l’application du régime de l’assistance à la plate-forme pétrolière est fondée sur le même principe que celle du régime du navire : le devoir moral, la solidarité des gens travaillant dans le milieu marin. B. La loi du 7 juillet 1967. Tout comme en matière d’abordage, la loi française permet une extension aux engins flottants en son article 9 alinéa 2, un raisonnement identique peut donc être tenu ici. C. Le régime de l’assistance appliqué à la plate-forme. La loi française reprenant globalement les principes de la Convention de Bruxelles, il n’y a pas lieu ici de les distinguer. Deux grands points décident de l’application de ces règles : d’une part, la plate-forme doit se trouver en péril, et d’autre part l’assistant a droit à une rémunération. La notion de péril, de « danger » (article 9 alinéa 1 de la loi de 1967, article 1 de la convention de 1910) n’est pas définie dans les textes. L’appréciation du danger appartient sur le moment au capitaine, lui seul décide du réel besoin de demander de l’aide (article 11 de la loi de 1967 et article 3 de la convention de 1910). La première difficulté qui se pose concernant les plates-formes tient au fait qu’il ne peut avoir lieu à assistance lorsqu’il existe au préalable une relation contractuelle entre les deux parties.

120 Juris-classeur édition commerciale 1992, assistance et sauvetage fascicule 1055 page 8. 121 Chauveau, traité de droit maritime, n°588.

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L’explication nécessite un examen au cas par cas des différentes structures susceptibles de se déplacer à la surface des océans. − Les navires foreurs : ils sont avant toute activité pétrolière soumis au même régime que les navires ; de

ce fait la convention d’assistance se passera ici comme pour n’importe quel autre navire. − Les engins mobiles : S’ils ne sont pas des navires ils possèdent toutefois des capacités de navigation ;

pourtant ils sont toujours accompagnés dans leurs déplacement par des supply ship. Certaines de ces structures sont autopropulsées, pourtant elles n’effectueront jamais le moindre déplacement seules, et ce, même si l’engin en est techniquement tout à fait capable et si le propriétaire en avait l’intention, il serait vite dissuadé par la substantielle augmentation de sa prime d’assurance. La conséquence de cela sur l’assistance est immédiate : les engins mobiles ainsi encadrés lors de leur déplacement sont en relation contractuelle avec chacun des supply ship qui leur fournissent ce service. Ces contrats sont conclus en connaissance de cause (forme de la structure, nature de l’engin et des risques particuliers qui en découlent) ; il ne pourra donc y avoir assistance que si un danger vient de l’élément marin et si le cocontractant du propriétaire de l’engin est obligé à des manœuvres aléatoires et dangereuses. Dans ce cas, le danger résulte de circonstances non prévues au contrat et normalement imprévisibles au moment de la conclusion de celui-ci.

− Les bâtiments de mer : ce sont tous les bâtiments susceptibles de flotter et d’affronter les périls de la mer ; ils feront souvent l’objet de contrat de remorquage avant d’être positionnés sur le site d’exploitation. Il nous faut donc tirer les mêmes conclusion que pour les engins mobiles : il n’y aura assistance que lorsque les événements se produisant n’auront pas fait l’objet d’une inclusion au contrat unissant les deux parties.122

La seconde question qui peut se poser en matière d’assistance et de plates-formes, c’est de savoir si celles-ci peuvent procéder à de telles actions ? La réponse varie selon les engins, le navire foreur sûrement, plus délicatement l’engin mobile ou le bâtiment de mer à moins qu’ils ne permettent à leur navires accompagnateurs de se livrer à une assistance ce qui posera le problème du bénéficiaire de l’indemnité d’assistance. Concernant le domaine de l’indemnité il est à noter que si la convention de 1910 fonctionne sous le principe du « no cure, no pay » la Convention de 1989 abandonne ce principe dans l’idée d’inciter à l’assistance même dans des cas ou a priori l’issue paraît compromise.

§III°°°° Les avaries communes. Les avaries communes constituent une autre institution propre au droit maritime, son origine est très ancienne puisqu’elle remonte à la célèbre lex Rhodia de jacta du droit romain. Grâce à cette institution, la charge des avaries survenant à un navire lors de son voyage, sera répartie sur l’ensemble des intéressés à l’expédition. En droit commun seul le propriétaire de la chose ayant subi un dommage le supporte. Dans les avaries, sont compris tous les dommages subis par le navire ou sa cargaison, ainsi que tous les frais engagés pour y faire face. Le fondement juridique de cette institution repose sur deux idées, d’une part celle d’association d’intérêt entre armateur et les chargeurs devant un péril, et d’autre part sur celle de fortune de mer rassemblée pour accomplir un voyage. Ces deux idées ne semblent pas coïncider avec le but des plates-formes pétrolières que ce soit avant ou pendant les opérations pétrolières.

122 Cour de Cassation, chambre commerciale 8 octobre 1962, DMF 1963, page 13.

Chambre arbitrale de Paris, sentence n°234, 13 juillet 1977, DMF 1977, page 754.

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§IV°°°° La limitation de responsabilité du propriétaire de plate-forme pétrolière. Le principe de limitation de responsabilité du propriétaire de navire prend sa source dans le code de commerce ; s’il a évolué avec le temps, il est toujours inscrit dans les textes en vigueur : loi du 3 janvier 1967, conventions internationales du 10 octobre 1957 et du 19 novembre 1976. A. Le fondement de la limitation de responsabilité du propriétaire. Le propriétaire de navire n’est pas un commettant de droit commun qui, lui, supporte une responsabilité personnelle illimitée. Le capitaine d’un navire jouit d’une indépendance de fait et de droit, c’est pour cela qu’il est apparu juste d’atténuer la responsabilité du propriétaire de navire pour les fautes de son capitaine, auxquelles en aucune manière il ne prend part. Concernant la plate-forme, la limitation de responsabilité de son propriétaire ne peut jouer que dans et pour des raisons similaires, à savoir : une activité de navigation et une certaine indépendance du préposé chargé de ces opérations. On pourrait parfaitement imaginer que le responsable de bord de la plate-forme, ayant pris les décisions face au risque d’accident soit assimilé au capitaine. Le principe de limitation se fonde sur une seconde raison : le monde maritime fonctionne en vase clos, chaque participant aux expéditions maritimes est appelé alternativement à bénéficier de la limitation en tant que débiteur, ou à en souffrir en qualité de créancier. La plate-forme ne fait-elle pas partie justement de ce monde clos ? Tout comme les navires, elle évolue en milieu marin, y accomplit sa fonction économique et se trouve confrontée aux mêmes périls de mer. La non application du principe de limitation de responsabilité du propriétaire de navire à la plate-forme, conduirait à ce que un navire entré en collision avec une plate-forme pourrait limiter le montant de son indemnisation alors que la plate-forme ne le pourrait pas. Ceci ne serait pas équitable, d’autant que les réparations sur une plate-forme sont particulièrement onéreuses. Une autre conséquence injuste se produirait en l’absence d’une extension du principe de limitation de responsabilité à la plate-forme : le tiers victime d’un accident dû à un navire et à une plate-forme n’hésiterait pas alors à se retourner vers le seul propriétaire de celle-ci en vue d’obtenir une réparation intégrale de son préjudice. B. L’application du droit français de la limitation de responsabilité à la plate-forme. La limitation de responsabilité du propriétaire est régie par le chapitre VII de la loi du 3 janvier 1967, modifiée par la loi du 21 décembre 1984. Ce texte reste muet sur un éventuel élargissement de son champ d’application aux engins autres que les navires. La jurisprudence ne peut davantage nous éclairer, car elle n’a pas eu à se prononcer sur ce problème, cependant, elle a pris une position qui, sans concerner un engin offshore peut nous donner un indice. Pour la Cour de Cassation l’application des règle de la limitation de responsabilité implique non seulement un péril de mer, mais également que l’engin ait les caractéristiques du navire123. La position de la jurisprudence laisse donc à penser qu’elle refuserait l’application de ces règles à un engin tel qu’une plate-forme.

123 Cour de cassation, chambre commerciale, 6 décembre 1976, DMF 1977, page 513.

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C. L’application des conventions internationales à la plate-forme. Il s’agit tout d’abord de la Convention de Bruxelles du 10 octobre 1957, pour l’unification de certaines règles relatives à la limitation de responsabilité des propriétaires de navires de mer. Cette convention ne vise pas les engins, mais elle devrait permettre un élargissement de son champ d’application. Son article 8 dispose en effet que « tout Etat contractant se réserve le droit de déterminer quelles sont les autres catégories de navires qui sont assimilées aux navires de mer pour les besoins de la présente convention ». Il semble donc possible que la convention soit applicable à la plate-forme lorsqu’un Etat partie l’énoncera comme étant assimilée à un navire. Une seconde convention intervient dans ce domaine : la Convention de Londres du 19 novembre 1976 sur la limitation de responsabilité en matière de créances maritimes, entrée en vigueur le premier décembre 1986. On aura observé le changement d’intitulé de la convention dû à un élargissement du nombre de personnes susceptibles d’invoquer le texte. En son article 15, la convention exclut expressément de son champ d’application les engins destinés à l’exploration ou à l’exploitation des ressources naturelles de la mer. La cause est entendue cette convention ne s’applique donc pas aux plates- formes, si on peut regretter une telle exclusion elle s’explique peut-être par l’existence de projets spécifiques aux plates-formes, mais hélas ces projets n’ont pas encore vu le jour. Il n’en reste pas moins que le principe d’application des règles de limitation de responsabilité du propriétaire à l’exploitant de plate-forme semble souhaitable pendant les phases « maritimes », c’est à dire pendant les périodes ou les plates formes se comportent comme des navires en se déplaçant à la surface des océans, opérant par là-même une navigation maritime. Certains pays du Nord de l’Europe ont d’ailleurs fait application du principe : la Grande-Bretagne, les Pays-Bas et l’Allemagne ont appliqué la limitation de responsabilité lors du déplacement d’un engin autre qu’un navire124. Cette section a eu pour but d’examiner dans quelle mesure les règles de droit maritime relatives aux événements de mer étaient applicables aux plates-formes lorsque celle-ci se trouvaient en dehors de toute activité pétrolière opérant un simple déplacement à l’instar de n’importe quel navire. Nous en sommes arrivés à la conclusion qu’il fallait considérer chaque règle sur les événements de mer de manière autonome et que pour certaines d’entre elles l’application n’était pas opportune (avaries communes) ou bien ne se ferait pas sans difficulté compte tenu de la spécificité des plates-formes. Néanmoins une chose est ici certaine, pendant les phases non pétrolières des plates-formes, les règles de droit maritime présentent un intérêt certain pour nos engins qui épousent parfaitement la philosophie de ce droit à savoir la navigation. Il nous faut à présent expliquer pourquoi pendant les phases pétrolières les règles de droit maritime ne sont pas adaptées et en quoi de toute façon elles sont exclues.

124 Corinne le Chapelain mémoire op. cit., page 104.

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II° Section : La gestion des risques de la mer par les plates-formes pendant l’exploitation pétrolière. Avec l’exploitation pétrolière la plate-forme change de cadre et d’univers, et passe du droit international au droit national de l’Etat côtier. Nous avons eu l’occasion antérieurement de montrer en quoi l’Etat riverain assumait le contrôle et la responsabilité des opérations pétrolières se déroulant sur son plateau continental, ainsi que la manière dont il étendait sa juridiction sur ces installation pétrolières. Ce qui va nous intéresser dans cette section concerne alors l’éventuelle application des règles de droit maritime relatives aux événements de mer, et ce durant les phases pétrolières, c’est à dire pendant le temps où les installations sont supposées être sous la juridiction et le contrôle de l’Etat côtier. On aperçoit immédiatement le risque de conflit entre la législation maritime et la législation minière de l’Etat côtier. De plus les règles de droit maritime seraient-elles d’une application judicieuse, la nature spécifique de l’activité des plates-formes ne s’oppose t-elle pas à une telle application ? Dans le cas contraire n’aboutirait-on pas à un morcellement du statut juridique des plates-formes pétrolières ? Ce sont autant de question auxquelles nous tenterons si ce n’est d’apporter des réponses, au moins d’alimenter le débat. Pour cela nous reprendrons l’étude des règles relatives aux événements de mer, en tenant compte cette fois-ci de la situation particulière des plates-formes de forage lorsqu’elles sont en activité.

§I°°°° L’abordage lors des phases pétrolières. A ce stade il n’est pus nécessaire de distinguer selon le type de structure, essentiellement pour deux raisons :

− Un certains nombre de législations comme la législation norvégienne prennent en considération non pas la structure mais l’activité qui s’y déroule pour faire application de leur réglementation minière.125

− toutes les structures sont, d’une manière ou d’une autre, reliées au sol marin, par des

ancres ou par des cordons ombilicaux amenant le pétrole, leur situation physique est donc identique

Même si certaines de ces structures sont en positionnement dynamique, leur situation réelle est fixe, elles doivent en effet demeurer à un endroit précis pour rester « branchées » au « riser ».

Que ce soit le navire foreur en positionnement dynamique, l’engin mobile dans la même situation ou bien une unité de stockage ancrée à proximité du camp et reliée par un flexible, toutes ces structures sont bel et bien des installations ayant une activité pétrolières en mer les obligeant à demeurer fixes.

Une première conclusion s’impose : La loi de 1967 et la Convention de 1910 ne peuvent s’appliquer. En effet durant l’exploitation, les installations n’ont rien d’assimilable au navire, elles sont amarrées à

poste fixe pour la plupart et ne se livrent pas à une activité de navigation mais plutôt d’extraction minière

125 cf. The arrangement of regulatory supervision relating to safety and working environment in the petroleum activities annexe n°3, page 105 à 112.

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Moyennant en quoi, il n’est pas utile de distinguer le type de structure, ceci d’autant plus qu’autour de chaque installation présente à la surface et ayant une activité pétrolière, existent les fameuses zones de sécurité dont nous avons déjà parlé, mais sur lesquelles il nous faut revenir pour bien mettre en évidence la spécificité de la situation pétrolière. En effet, l’existence de ces zones caractérise la fonction pétrolière de ces installations, tandis qu’un navire qui a jeté l’ancre en haute mer ou dans la ZEE ne bénéficie en aucune manière d’une telle protection. Dés lors la collision entre une plate forme pétrolière en exploitation et un autre engin flottant n’a strictement rien à voir avec les collisions maritimes classiques. Les zones de sécurité sont marquées sur les cartes maritimes et comme nous l’avons vu toute autre activité que pétrolière y est formellement interdite. Les 500 mètres qui séparent les installations pétrolières du trafic maritime devraient suffire à éviter tout cas d’abordage ; si en dépit de cela une collision se produit bel et bien trois cas sont à distinguer : − La structure qui est entrée en collision avec l’installation pétrolière est tiers :

Il y a ostensiblement une faute de la part du navire tiers qui dans un premier temps sera contraint de payer une amende importante pour avoir outrepassé l’interdiction de franchir l’espace réservé. De plus on considérera qu’il est rentré en collision avec une installation fixe ce qui exclut l’application des textes de droit maritime. Enfin le seul droit qui semble devoir s’appliquer ici compte tenu de tout ce que nous avons dit précédemment, est le droit commun de l’Etat côtier sur la responsabilité pour faute. La faute sera ici facile à déterminer pour la raison que l’on sait et le navire fautif devra donc prendre à sa charge ses dommages ainsi que ceux qu’il aura infligés à la plate-forme.

− La structure qui est entrée en collision avec l’installation pétrolière entretient une relation contractuelle avec celle-ci :

Il s’agit ici du cas où un navire de service « supply ship » heurte l’installation ; il faut souvent rechercher dans le contrat liant les eux parties les clauses concernant les dommages que chacune d’entre elle est susceptible d’infliger à l’autre.

Dans la majorité des cas comme nous l’indiquent certains auteurs126 l’entente qui doit régner dans ce domaine du service parapétrolier impose des clauses de non recours. Ainsi dans ce cas, chacune des victimes assumera les dommages qu’elle a subis. On trouvera également des clauses prévoyant la réparation en fonction de la faute commise cause du dommage.

− L’installation pétrolière s’est détachée de ses amarres ou ne parvient plus à rester en place, ce faisant elle part à la dérive et rentre en collision avec un autre engin flottant : Il y a selon toute vraisemblance une faute de la part de l’exploitant qui n’a pas pris les mesures nécessaires. Il sera fait application comme pour le cas de collision avec un tiers du droit commun de l’Etat côtier sur la responsabilité pour faute.

Bien que ces solutions soient exclusives de l’application des règles du droit maritime relatives aux événements de mer, on aura noté dans la section précédente la comparaison entre le régime de droit commun et le régime du droit maritime. Nous avions abouti à la conclusion qu’il n’y avait pas de différence entre les deux régimes dans les cas d’abordage fortuit et d’abordage pour faute d’un seul des bâtiments. Or précisément les deux cas d’application du droit commun mentionnés plus haut se produisent dans cette hypothèse. On peut donc penser que la solution sera identique que si le droit maritime s’appliquait mais avec un cheminement différent.

126 Corinne Le Chapelain mémoire op. cit. page 97.

Eugénie Dommérigo « le contrat d’affrètement à temps dans le secteur parapétrolier sous-marin » mémoire DESS droit maritime et des transports, Aix-en-Provence, 1997.

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§II°°°° L’assistance maritime lors des phases pétrolières. Le problème est ici essentiellement le même que pendant les phases de déplacement ou hors des phases pétrolières et résulte de la présence de navires de service autour des installations pétrolières. Déjà sous contrat avec l’exploitation pétrolière, les supply ship sont là pour offrir une assistance que nous qualifierons de forfaitaire. De plus ici l’assistance ne vise pas la prévention du seul risque maritime, nous sommes en phase d’exploitation pétrolière et les supply ship ont une fonction pétrolière comme nous l’a indiqué précédemment la législation pétrolière norvégienne. L’avènement de ce risque pétrolier qui est bien particulier, nécessite des règles bien spécifiques. Lors de problème durant l’exploitation d’une plate-forme pétrolière en activité, on ne parlera pas d’assistance maritime mais plutôt d’exécution des « safety plans » (plan de sécurité) ou encore de « pollution plans ». Ce sont des plans préétablis par la compagnie pétrolière et présentés à l’Etat côtier préalablement à toute exploitation pétrolière. Ces plans ont pour but le « safety management » c’est à dire la gestion de la sécurité à bord des installations. Gestion préventive ayant pour but d’expliquer comment la compagnie entend prévenir les risques d’accidents, mais également quelles seront les mesures prises en cas d’accident. Les navires de services autour des installations pétrolières ont ainsi un protocole opératoire bien défini par rapport à chaque type d’installation en cas de problème. On aura fait le rapprochement entre ces « safety plans » et l’attribution du « consent » en Norvège ou encore du « safety » case en Grande-Bretagne. Nous sommes donc bien loin à ce stade de l’assistance maritime classique.

§III°°°° La limitation de responsabilité du propriétaire de plate-forme lors des phases pétrolières. Pour ce qui est du risque maritime nous avons vu dans quelle mesure on pouvait appliquer la législation maritime aux plates-formes. Mais ici le décor est différent et le risque pétrolier vient s’ajouter au risque maritime, ce qui nécessite des règles différentes de réparation. C’est ce que nous indique le professeur M.Remond127 dans sa note sur la pollution des mer par les plates-formes de forage, « que l’on cherche à appliquer la responsabilité propre au droit maritime ou le droit commun, l’adaptation s’en révèle difficile et le résultat décevant ». Ou bien encore dans une autre note le même auteur nous indique : « Le caractère illimité du risque encouru appelle des solutions originales qui s’harmonisent mal avec les limitations de responsabilités usuelles en matière maritime ».128 On peut alors se demander pourquoi les mécanisme de responsabilité existants s’avèrent insuffisants ? Pour le professeur Remond : Si l’explosion de la plate-forme crée des dommages à l’installation ou aux participants à l’exploitation en tout état de cause ces dommages seront mesurables et les victimes potentielles, prévenues, sont assurées. Le problème est donc juridiquement réglé et n’appelle pas de remarques. Par contre le risque de pollution, en ce qui pèse sur les tiers, exclut le système de la limitation de responsabilité car celui-ci ne peut fonctionner qu’en vase clos.

127 M.Remond-Gouilloud« La pollution des mers et les plates-formes de forage », DMF 1969, page 518. 128 M.Remond-Gouilloud « Quelques remarques sur le statut des installations pétrolières en mer » op. cit.

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On ne peut attendre d’un créancier qu’il souffre de la limitation que si lui même est conscient d’en bénéficier, le jour ou il devient débiteur. Appliqué à l’extérieur du monde maritime, le mécanisme ne se défend plus. Pour le professeur Remond 4 caractères expliquent l’inadéquation des règles maritimes de limitation de responsabilité : « la nature du risque créè, et du préjudice causé, la personnalité des victimes et l’aspect international de la responsabilité encourue ». Nous nuancerons toutefois le dernier caractère d’inadéquation des régime de responsabilité existants. Tout en rappelant que l’activité pétrolière est placée sous le contrôle de l’Etat côtier et que selon le droit de la mer ces mêmes Etats ont le devoir d’édicter des règles visant à éviter la pollution des mers (article 24 de la convention de 58), le professeur semble considérer que ces Etats ne prenant pas leur responsabilité c’est à la communauté internationale qu’il appartient de créer un régime juridique de la pollution des mer par les hydrocarbures. Or aujourd’hui un certain nombre d’Etats côtiers abritant des activités pétrolières en mer semblent avoir pris leur responsabilité en édictant une législation spécifique à ce type de dommages. Néanmoins la remarque reste valable car en ce domaine les risques sont tellement grands que les Etats ont élaboré des conventions intergouvernementales, les groupes pétroliers également soucieux de sauvegarder leur image de marque ont conclu des accords pour harmoniser leur action. Par conséquent puisque l’activité pétrolière et les risques du puits semblent être incompatibles avec le principe de limitation de responsabilité, il convient maintenant de rechercher et d’analyser le droit applicable en matière de pollution ? Ce sera là l’objet du II° chapitre consacré au risques du puits et plus généralement à l’activité des plates-formes.

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Conclusion Chapitre I° : Bien que positionnées en mer et soumises aux mêmes risques de mer que les navires, les plates-formes pétrolières semblent avoir un statut tout à fait particulier du fait de leur activité. C’est en tout cas ce qui semble résulter de l’analyse des textes de droit maritime et de la tentative d’application de ceux-ci aux plates-formes. Si la non application des textes de droit maritimes aux plates-formes pendant les activités pétrolières était prévisible compte tenu de ce qui a été dit dans la première partie et compte tenu du rôle majeur de l’Etat côtier dans la réglementation des opérations pétrolières se déroulant sur son plateau continental, en revanche on peut être surpris par la tiédeur avec laquelle il sera fait application des textes de droit maritime en dehors des activités pétrolières. En effet il nous a été possible de constater que pendant cette phase non pétrolière si globalement les dispositions du droit maritime sur l’abordage et sur la limitation de responsabilité pouvaient être utilisées, celles relatives à l’assistance sont d’un effet pratique limité et celles sur l’avarie commune ne correspondent pas à la logique des plates-formes. Il nous faut donc faire un bilan mitigé de l’application des textes de droit maritime aux plates-formes d’autant plus que la vocation d’une plate-forme pétrolière c’est d’être en activité, et dans ce cas de figure nous l’avons déjà dit, ce sont les règles de l’Etat côtier qui prévalent. De cette analyse se dégage une impression qui veut que les plates-formes pétrolières empruntent certaines règles du droit maritime lorsqu’elles ont besoin de se comporter comme des navires et de se déplacer, étant soumises le reste du temps à une autre source de droit : celui de l’Etat côtier. Même s’il y a des tentatives pour unifier les règles applicables à ces engins comme nous l’avons vu avec le code MODU, la convention STW, les standards Européens SHCMOEI, il n’en reste pas moins que l’exploitation pétrolière en mer est une activité étroitement contrôlée par l’Etat riverain maître sur son plateau continental. C’est donc avec une approche nationale qu’il nous faut maintenant traiter des problèmes liés à l’exploitation du puits de pétrole. Chapitre II° : l’occupation problématique des plates-formes dû à leur activité.

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II°°°° Chapitre : L’occupation problématique des plates-formes due à leur activité. Avec ce chapitre nous entrons dans le domaine purement pétrolier puisque l’activité des plates-formes consiste soit à l’exploration soit à l’exploitation du sous-sol marin. Cette activité est donc le but, l’aboutissement recherché par les compagnies pétrolières, tout ce qui a été dit précédemment n’en constituant que l’accessoire. Ce qu’il faut savoir, car cela a son importance, la plupart du temps une licence c’est à dire un groupe de compagnies pétrolières fait appel à la location pour exploiter un champ pétrolier en mer. En effet, sauf le cas où il s’agit d’une installation fixe construite pour un site précis sur ordre de la compagnie pétrolière et avec ses fonds ou ceux de la licence129, la compagnie pétrolière opérateur fait appelle à des armateurs propriétaires selon le cas de navire foreur, engin mobile, bâtiment de mer ; il s’agit de ce que l’on appel les « rig owners ». Ce faisant elle se décharge ainsi d’un bon nombre de contraintes en reportant notamment sur l’armateur loueur de l’engin toutes les obligations en matière de sécurité, de protocole opératoire, de législation pétrolière etc. De fait ce n’est plus la compagnie pétrolière qui assume matériellement toutes ces opérations. Et même si juridiquement elle est tenue, comme sous la législation norvégienne, de se charger de la sécurité à bord de l’installation, cette obligation se trouve reportée en fait sur le « rig owner » et en droit dans le contrat liant ce dernier à l’opérateur du champ. Par conséquent une compagnie pétrolière qui fera de gros bénéfices sera une compagnie qui par de judicieuses participations au sein de licences saura négocier au mieux son contrat de location d’installation pétrolière. Mais s’il est un point sur lequel la plupart des législations pétrolières sont unanimes c’est que tout ce qui est en rapport avec le puits de forage et les conséquences du dysfonctionnement de l’exploitation, notamment le cas de pollution demeure à la charge et sous la responsabilité directe de la compagnie pétrolière. Cela paraît logique dans la mesure où le cocontractant de l’Etat côtier au travers de la licence d’exploitation se trouve bien être la ou les compagnies pétrolières. Ainsi les compagnies pétrolières ne pourront jamais se décharger de leur responsabilité en cas de pollution et témoignent d’un intérêt particulier dans ce domaine. Essentiellement deux type de pollutions sont susceptibles d’être générées par l’exploitation pétrolière en mer :

− La pollution par hydrocarbures.

− La pollution générée par les restes des installations pétrolières désaffectées posant le problème du démantèlement.

Ces deux éléments feront donc l’objet de l’étude de ce second chapitre consacré aux problèmes de l’activité pétrolière des plates-formes c’est à dire aux problèmes du puits

129 cf. plate-forme TROLL article Le monde op. cit. introduction.

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I° Section : La gestion du problème de la pollution pétrolière. Ce risque de pollution de la mer par les installations pétrolières extractives est bien réel et nous avons hélas à notre disposition une série d’exemples parmi lesquels l’accident de la plate-forme IXTOC-ONE dans le golfe du Mexique à l’origine de la plus grande pollution pétrolière de tous les temps130. Plus prés de nous, en mer du Nord l’éruption « blow out » du puits de la plate-forme BRAVO auquel avait mis fin rapidement mais de manière inespérée l’intervention d’une équipe de RED ADAIR131. En tout état de cause nous pouvons dire que le risque pétrolier n’est pas de même nature que le risque maritime et que le droit applicable n’est pas le même que pour le risque maritime. La plate-forme pétrolière en activité se trouve dans une situation bien différente de celle des navires. Il y a spécificité de l’exploitation pétrolière en mer et rattachement de cette activité à la juridiction de l’Etat côtier par le droit de la mer. Cela n’est pas sans poser certaines difficultés car la pollution maritime a des effets internationaux, l’action des états sera donc examinée successivement sur le plan international, régional et enfin communautaire.

§I°°°° Les conventions internationales contre la pollution marine. Comme nous avons eu l’occasion de le préciser antérieurement, en matière d’exploitation pétrolière en mer, la pierre angulaire de tout raisonnement est constitué par le droit de la mer. En ce qui concerne la pollution, la CMB ne contient que des dispositions générales imposant aux parties contractantes de prendre des mesures de protection et de préservation du milieu marin et de lutte contre la pollution (en particulier contre la pollution par immersion, par les navires, résultant d’activité relative aux fonds marins ou d’origine atmosphérique). Dans sa partie XII, section 5 sur la prévention de la pollution du milieu marin la CMB ne fait qu’inciter les parties contractantes à mettre en place des conventions et des législations en matière de lutte antipollution (article 208). La même obligation liée plus spécifiquement à l’exploitation pétrolière est réitérée à l’article 214 de la CMB. Le deuxième pilier de la réglementation marine mondiale est constitué par l’Organisation Maritime internationale (OMI – IMO en anglais), organisation spécialisée créée également sous les auspices de l’ONU, véritable forum où les Etats membres peuvent discuter et prendre des mesures relatives à de nombreuses questions touchant la mer, en particulier du droit de la mer et de l’environnement marin.

130 P.Boisson op. cit. ; le 28 janvier 1969, aux alentours de la plate-forme IXTOC-1, le pétrole s’échappa pendant quinze jours au rythme de 100.000 litres par jour à cause d’une fissure dans le sol marin dû à des pompages excessifs, dégâts évalués à l’époque au milliard de dollars. Cette affaire donnera lieu à la condamnation par l’Etat de Californie de l’Etat fédéral pour avoir concédé trop de permis d’exploitation. 131 M. Remond-Gouilloud « quelques remarques sur le statut des installations pétrolières en mer » accident de la plate-forme BRAVO en avril 1977, dû à de grosses erreurs de l’opérateur dans le démontage du « riser » et au manque de diligence de celui-ci dans la prise de mesure contre le « blow out » dont les signes annonciateurs ne faisaient aucun doute (rapport du NPD sur l’accident).

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L’OMI a ainsi suscité un certain nombre de Conventions planétaires telles que MARPOL qui traite de la prévention de la pollution marine et plus dernièrement encore de la convention HNS (Hazardous and Noxious Substances). L’OMI sert également de secrétariat pour d’autres conventions traitant de la mer, telles que la Convention de Londres sur la prévention de la pollution des mers résultant de l’immersion de déchets de 1972 (LC72). Il existe d’autres conventions planétaires concernant la pollution de manière générale, on citera entre autre le Sommet de la Terre de 1992 qui a dégagé 5 grands principes :

− Principe de développement durable, qui établit un lien entre le développement économique et social et la protection de l’environnement.

− Le principe d’action préventive et de correction à la source des atteintes à l’environnement.

− Le principe de précaution, selon lequel il convient de ne pas attendre d’avoir la certitude de l’impact sur l’environnement pour prendre des mesures préventives.

− Le principe de participation et de droit à l’information du citoyen. − Le principe du pollueur – payeur.

En outre le Sommet de la Terre a émis l’agenda 21, un texte qui fixe les objectifs à atteindre par l’ensemble des nations en matière d’environnement, précisément en vue de développements durables. Toutefois même si ces conventions peuvent avoir un impact sur l’exploitation pétrolière en mer (rejets de CO2 dans l’atmosphère…) seules les conventions marines présentent un intérêt immédiat pour notre travail. Nous reprendrons donc ici l’étude de quelques conventions ayant une influence sur la pollution marine et l’exploitation pétrolière en mer :

− MARPOL. − LC72. − OPRC132 et HNS (Hazardous and Noxious Substances).

A. MARPOL 73/78. Selon les termes mêmes de la Convention, les plates-formes fixes ou flottantes sont considérée comme des navires. Cependant, les rejets liés à l’exploration et à la production des fonds marins sont explicitement exclus du domaine d’application de la Convention (article 2 de la convention de 73), et, seules sont concernées : − Les « eaux de drainage de la tranche des machines » des plates-formes fixes ou flottantes. − Les « eaux usées » des quartiers de vie. − Les « ordures ménagères ». Les dispositions relatives à ces trois catégories de rejets ou déchets sont plus ou moins sévères selon que : − L’installation est plus ou moins proche de la côte ( - de 3 milles, entre 3 et 12 milles, au delà des 12

milles nautiques) − L’installation est dans une « zone spéciale » Depuis avril 1993 pour les nouvelles constructions (depuis 95 pour les autres) il est fait obligation aux navires et donc au plates-formes pétrolières (le terme incluant les plates-formes au sens de la convention) d’avoir un plan d’urgence antipollution.

132 OPRC International Convention on Oil Pollution preparedness Response and Co-operation.

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On notera une étude intéressante faite par le CPMM133 sur demande d’une ONG verte : Greepeace International. L’étude portait sur l’éventuelle application aux FPSO (floating oil production and storage offloading)et FSU (floating storage units) de MARPOL. Ce qui était en fait visé ici par Greepeace était l’application intégrale de MARPOL (annexe I) à ces unités qui ne sont pas vraiment des unités en contact avec le sol marin comme peuvent l’être des unités de forage ou de pompage. Le but était de passer outre l’exclusion d’application de MARPOL à tout accident de pollution causé par une activité d’exploitation pétrolière, et tel que cela résulte de l’article 2(3)(b)(ii) : « discharge does not include release of harmful substances directly arising from the exploration, exploitation and associated offshore processing of seabed mineral resources… ». Pour cela Greepeace recherchait à qualifier ces structures de navires même pendant l’activité pétrolière. Le CPMM refuse de s’engager dans une telle qualification en rappelant que les FPSO et FSU sont avant tout des installations pétrolières en mer et que de ce fait conformément au droit de la mer elles sont soumises à la législation de l’Etat côtier en matière d’exploitation pétrolière. MARPOL n’est donc pas applicable aux accidents de pollutions causés par une installation pétrolière, seule la législation pétrolière de l’Etat côtier étant applicable dans ce cas. B. Convention de Londres LC72. Cette Convention a pour objet la prévention et le contrôle de la pollution résultant de l’immersion de déchets. En ce qui concerne l’exploitation pétrolière, la Convention de 72 et son protocole de 96 n’affectent donc que l’immersion des installations pétrolières désaffectées. Nous reparlerons donc de cette Convention dans la section suivante consacrée au démantèlement des installations pétrolières en mer. C. Convention OPRC. La convention OPRC a fait l’objet d’un protocole additionnel ayant pour but d’inclure les dispositions sur les rejets de substances dangereuses et nocives (HNS, Hazardous and Noxious Substances). L’E & P Forum134 dans un souci de clarté a donc demandé au CPMM dans quelle mesure les FPSO et FSU respectaient les dispositions HNS et si l’addition de ce protocole à la convention OPRC obligeait désormais ces unités à disposer d’un plan de sûreté et de contingentement des substances HNS utilisées. Une étude démontra que les produits dangereux autres que le pétrole embarqués à bord des FPSO et FSU se trouvaient en quantité négligeable et ne présentaient pas de danger sérieux pour l’environnement marin. D. Conventions de Bâle et de Bamako. La Convention de Bâle a une portée universelle, toutefois, la plus grande partie de l’Afrique y est exclue, car ses pays ont adhéré à une convention spécifique (la Convention de Bamako) qui poursuit le même objectif. Ces conventions ayant pour objet le contrôle des mouvements transfrontières de déchets dangereux, leur incidence sur l’exploitation pétrolière ne concerne que l’élimination de tels déchets (par exemple transformateurs ayant contenu du pyralène). Entre autres dispositions ces conventions prévoient que les parties contractantes veillent à réduire la production de déchets et assurent la mise en place d’installations d’élimination sur leur territoire. 133 CPMM ou MEPC en anglais (Comité pour la protection du milieux marin) un des comités permanents mis en place dans le cadre de l’OMI. 134The Oil industry Exploration and production Forum, il s’agit là d’une ONG professionnelle spécialisée dans les problèmes relatifs à l’exploitation pétrolière.

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§II°°°° Les conventions régionales contre la pollution marine. Autant certains problèmes environnementaux doivent être ou ne peuvent être traités qu’au niveau mondial (pluies acides, couche d’ozone), en revanche d’autres problèmes environnementaux tels que la gestion des ressources marines ou la prévention contre la pollution marine par les activités offshore, ont intérêt à être traités à l’échelle d’une région du globe, d’une mer ou d’une portion d’océan par exemple. C’est ce qui a conduit l’ONU à créer en 1972 le Programme des Nations Unies pour l’Environnement (PNUE, UNEP en anglais) et à lancer le programme des mers régionales(regional seas program). Le PNUE et l’OMI ont ainsi suscité et parrainé une série de conventions régionales traitant de la protection des zones sensibles du milieu marin en Méditerranée (Convention de Barcelone), dans le golfe persique (Convention de Koweït), en Afrique de l’ouest et centrale (Convention d’Abidjan), etc. Les « Conventions PNUE » contiennent des dispositions trés similaires visant à promouvoir la coopération internationale en matière de lutte contre la pollution, et la recherche scientifique. Certaines contiennent également des dispositions sur des points spécifiques tels que la coopération en cas d’accident, les rejets en mer, ou encore le contrôle de la pollution résultant des activités d’exploration – production. Il y a de grandes disparités de fonctionnement de ces conventions : alors que certaines se réunissent régulièrement et prennent des mesures concrètes voire même ont adopté un protocole spécifique à l’égard de l’exploration production (par exemple la convention de Barcelone), d’autres semblent être restées lettre morte jusqu'à ce jour. D’autres Conventions régionales ont été conclues en dehors du cadre du PNUE, de par la volonté des pays directement concernés : ainsi l’accord de Bonn sur la coopération en matière de pollution de la mer du Nord par les hydrocarbures ou par d’autres substances dangereuses, la Convention pour la protection de la mer Baltique (Convention d’Helsinki), ou encore les Conventions d’Oslo et de Paris sur la protection du milieu marin de la mer du Nord et de l’atlantique du nord-est, conventions que doit remplacer la Convention OSPAR135 de 1992. Il nous est bien évidemment impossible d’analyser dans le détail toutes ces Conventions et leur contenu, nous nous contenterons ici d’en examiner les points les plus importants. A. La Convention d’Abidjan. Cette Convention a pour objet la protection de l’environnement marin et des zones côtières de l’Afrique de l’ouest et du centre contre toute forme de pollution d’origine humaine. L’article 8 de la convention prévoit que des mesures soient prises pour limiter et combattre la pollution engendrée par l’exploitation et la production des ressources du sous-sol. L’article 12 de cette même Convention encourage la coopération régionale dans le domaine de la lutte contre la pollution. Le protocole afférent à la Convention y précise les obligations des Etats ; cela devrait induire, pour chaque opérateur pétrolier : − La rédaction d’un plan d’urgence ou de lutte antipollution − Une procédure de « reporting » en cas de pollution. Il semble cependant que la Convention soit dormante depuis quelques années, car aucune action significative n’a été enregistrée depuis son entrée en vigueur.

135 OSPAR Commissions d’Oslo et de Paris. Réunion des commissions constituées des parties contractantes à la Convention pour la prévention de la pollution marine par les opérations d’immersion effectuées par les Navires et aéronefs (Convention d’Oslo de 1972, ou OSCOM), et à la Convention pour la prévention de la pollution marine d’origine tellurique (Convention de Paris de 1974, ou PARCOM).

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B. La Convention de Barcelone. La Convention sert de cadre à la coopération entre les parties contractantes et à l’adoption de mesures destinées à lutter contre toute forme de pollution. Les principaux domaines d’action intéressant l’exploitation pétrolière sont : − La pollution résultant de l’exploration et de l’exploitation du plateau continental. − Les rejets et immersions. − Les mesures d’urgence en cas de pollution. Il s’agit d’une Convention Nord - Sud destinée à favoriser les transferts de technologie vers les pays moins développés. Cette Convention a fait l’objet de trois protocoles additionnels : − 1976 un protocole sur l’immersion. − 1976 un protocole de coopération d’urgence en cas de pollution par le pétrole ou toute autre

substance dangereuse. − 1994 un protocole offshore. C. L’accord de Bonn. Cet accord similaire dans son esprit aux protocoles UNEP d’Abidjan, Carthagène, Jeddah, Lima, etc., ne concerne que la coordination des moyens de lutte antipollution en mer du Nord. Il impose l’établissement de plans nationaux d’intervention (induisant ainsi les plans d’urgence des opérateurs), et définit les modalités de « reporting » en cas de pollution. Dans le cadre de cet accord et pour son objectif uniquement, la mer du Nord est découpée en plusieurs zones pour chacune desquelles un Etat est désigné comme responsable de la coordination de la surveillance et de la lutte antipollution. L’accord prévoit la possibilité pour une partie contractante de demander l’assistance d’autres parties. A défaut d’accord particulier, des règles de répartition des frais engagés dans le cadre d’une opération spécifique de lutte contre la pollution sont prévues par l’accord de Bonn. D. La Convention OSPAR. Cette Convention vise la protection de la mer du Nord et de l’Atlantique Nord-est contre toute forme de pollution d’origine marine ou tellurique. La convention vise d’une manière très large toute pollution de la zone maritime d’origine industrielle, agricole, nucléaire, etc. Les activités d’exploitation pétrolière sont concernées directement par les annexes III (pollution provenant de sources offshore), II (pollution par immersion) et I (pollution provenant de sources terrestres) de la Convention. La Convention OSPAR n’est pas encore en vigueur ; en attendant, les anciennes Conventions d’Oslo et de Paris de 1972 et 1974, continuent d’être en vigueur. Les principales dispositions prises à ce jour par ces deux dernières conventions concernent : − La surveillance continue autour des plates-formes. − Le rejet des eaux huileuses. − Les produits chimiques utilisés ou rejetés ainsi que les boues de forage. − L’abandon des installations.

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§III°°°° L’apport du droit communautaire en matière de pollution marine. L’Union Européenne a montré un très vif intérêt pour les problèmes relatifs au droit de la mer et à la pollution marine en étant partie aux Convention de Barcelone, OSPAR ainsi qu’a l’accord de Bonn. De plus, l’union Européenne est à l’origine d’un accord (accord de coopération pour la protection des côtes et des eaux de l’atlantique du Nord-est contre la pollution136) visant à compléter la protection résultant des accords et conventions précités auxquels elle est déjà partie. En matière de prévention et de lutte contre la pollution, l’union Européenne avait déjà eu l’occasion de faire connaître sa position et de promouvoir les efforts déjà déployés par d’autres organismes dans ce sens. On citera, et c’est peut être en ce domaine que l’intervention communautaire apparaît la plus fondée, une résolution de 1989 sur les relations entre l’exploitation pétrolière et gazière en mer et les activités de pêche.137 Car la PAC a eu pour effet dès ses origine, la mise en commun et la gestion communautaire des ressources halieutiques ; la protection de la mer et de ses ressources semble ainsi être le corollaire des mesures précédentes. C’est aussi ce qui résulte des différents considérant de la résolution : « Considérant que la politique commune de la pêche, pour laquelle il existe une compétence

communautaire, devrait être complétée par une politique commune de l’environnement applicable au minimum aux eaux auxquelles s’applique la politique commune de la pêche ». « considérant dès lors que la communauté devrait être chargée de contrôler le respect des règles

relatives à la protection du milieu marin découlant des conventions internationales (MARPOL, Convention de Paris et d’Oslo, accord de Bonn, Convention d’Helsinki, Convention de Barcelone, Convention de Genève de 1958, Convention de Montego-Bay de 1982) ». Ce qui déjà à l’époque justifiait pour le parlement Européen : − « d’étendre la compétence de la communauté à la protection du milieu marin dans les eaux

soumises à la politique commune de la pêche, cette compétence devant couvrir également les activités offshore ».

− « que la commission envisage la possibilité de suivre l’exemple vénézuélien en demandant aux industries d’exploitation offshore de dédommager les pêcheurs dont l’accès à certaines zones de pêche est réduit ».

− « que la commission se penche, au cours des années à venir, sur l’aggravation de la pollution du milieu marin tant dans la zone Atlantique (mer du Nord, mer Baltique) qu’en Méditerranée et à étudier ses effets à long terme, sur la pêche ».

On citera également la résolution du 19 juin 1990, dans laquelle le conseil des communautés impose aux états membres l’obligation : − de se doter d’une administration maritime veillant au respect des règles établies par les

conventions SOLAS, MARPOL, et STCW 78. − De faire procéder à l’inspection des navires étrangers mouillant dans les ports de la communauté

conformément au mémorandum de Paris. − De se prêter mutuellement assistance en cas de pollution maritime. − Enfin de promouvoir et de perfectionner l’instrument d’action communautaire qu’est la TASK

FORCE.

136 JOCE n° L 267 du 28/10/93, page 22 à 28. 137 JOCE n° C158/355 du vendredi 26/05/89, doc A2-107/89.

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§IV°°°° La solution norvégienne en cas de dommages causés par une installation pétrolière. La législation pétrolière norvégienne distingue deux types de dommages susceptibles d’être causés par une installation :

− Les dommages de pollution. − Les autres dommages.

A. Les dommages de pollution. Dans son chapitre 7, le Petroleum Act138 pose le principe d’une responsabilité solidaire de la licence, de l’opérateur, et des sous traitants. Il s’agit ici d’une responsabilité purement objective, c’est a dire qu’aucune faute n’est à prouver, seul l’établissement du dommage et du lien de causalité entre ce dommage et les activités conduites en mer suffisent à rendre la licence responsable (section 7-3 « The licensee is liable for pollution damage without regard to fault »). La section 7-3 prévoit néanmoins une possibilité de limitation de responsabilité s’il est démontré que le dommage résulte de la survenance d’un événement de force majeure, guerre… Mais surtout la section 7-4 pose le principe de l’autonomie de la législation pétrolière norvégienne, de ce fait toute action en responsabilité de la licence doit se faire sur le fondement du Petroleum Act, ce qui exclut tout recours au droit commun en cette matière. Le principe est celui d’une réparation intégrale des dommages subis, il n’est pas question ici de limitation de responsabilité ou plutôt de réparation. Si la pollution résulte d’une « wilful or negligent violation » les dispositions de la section 10-17 sur les sanctions pénales sont applicables. D’autre part la licence détentrice des droits d’exploitation d’un site reste tenue d’une obligation de surveillance du ou des puits même après la fin des opération de production et répond des dommages que pourrait éventuellement causer celui-ci (chapitre V du P.A ; fin des activités). En outre le chapitre 8 et notamment les sections 8-2, 8-3, et 8-5 prévoient indemnisation des pêcheurs qui ont à souffrir de la mise en place d’installation pétrolière sur leur site de pêche et qui auraient à souffrir d’une éventuelle pollution. B. Les autres dommages susceptibles d’être causés par ces installations. Ces dommages sont assez variés : explosion, destruction de matériel, échouement d’une installation, morts etc. Il s’agit dans ce cas d’une responsabilité pour faute prouvée (section 10-9 du P.A.), et là encore, une responsabilité solidaire est établie entre la licence, l’opérateur, et les sous traitants. La section 10-17 sur les sanctions pénales est aussi applicable aux dommages autres que ceux de pollution, une illustration nous en a été donnée précédemment avec l’affaire SLEIPNER (cf. supra).

138 Cf. annexe n°1, Petroleum Act, page 85 à 93.

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Conclusion de la section I° : Si dans des matières comme la gestion des ressources et de la sécurité, les Etats côtiers témoignent d’une forte volonté de contrôle des problèmes à leur niveau et d’un repli sur leur législation pétrolière, en matière de pollution la tendance est inverse, le problème est pris en considération à un niveau international et on assiste à un foisonnement de conventions ayant pour objet la pollution. Néanmoins ces conventions ont seulement pour objet la plupart du temps de définir des moyens communs de prévention et d’action contre la pollution, même si parfois les dispositions se font plus précises et visent à interdire certaines pratiques. Il ne s’agit en aucun cas pour ces conventions de poser les règles d’une indemnisation en cas de pollution, ceci revient à l’Etat côtier sous le contrôle de qui s’effectuaient ces opérations. Chaque convention a sa particularité, son domaine géographique ou technique d’action ; de fait, procéder à l’inventaire de toutes ces conventions finit par relever de l’épreuve olympique. Si l’on admet l’argument tiré du fait que chaque convention doit être le plus proche possible des données de la région du globe dans laquelle elle est supposée s’appliquer, on peut s’interroger sur la césure ainsi établie avec les problèmes de sécurité qui eux, de toute façon, restent sous le contrôle de l’Etat côtier. Car le grand paramètre en matière de pollution est relatif à la sécurité qui règne sur le lieu d’exploitation. Les normes de production (normes Etatiques) conditionnent pour beaucoup la probabilité de pollution. D’autre part même lorsqu’une convention internationale établit des règles précises, pour les rejets en mer par exemple, encore faut-il pouvoir aller sur place contrôler les opérations ou être certain que l’Etat côtier s’en charge. Si l’on prend l’exemple des boues de forage, c’est à dire des boues qui sont injectées dans le puits afin de permettre à l’ensemble de forage de travailler le plus efficacement possible, de nouveaux produits moins agressifs pour l’environnement sont créés chaque jour, mais beaucoup plus chers que les produits classiques, ils ne remporteront sûrement pas l’adhésion des opérateurs. Le droit communautaire adopte une position plus stricte car en plus d’adhérer à ces différentes conventions dont nous avons parlé (OSPAR, MARPOL, BARCELONE, accord de Bonn, etc.), l’union Européenne envisage de manière plus autoritaire : le contrôle de navires séjournant dans un port Européen, la création de la TASK FORCE, l’obligation pour les administrations maritimes des Etats membres de se doter des moyens d’action nécessaires à l’accomplissement des engagements pris dans le cadre des conventions. Ce comportement de l’union Européenne se justifie d’autant plus qu’elle représente et défend les intérêts de la PAC et donc des ressources halieutiques mis en commun par ses membres. Les conventions que nous venons d’examiner ont la plupart du temps, outre des disposition concernant la pollution par hydrocarbures ou autres substances, des préoccupations concernant le démantèlement des installations pétrolières en mer. C’est en réalité surtout en ce domaine que la communauté internationale, sous la pression de quelques ONG « vertes », fait preuve du plus grand dynamisme. Et c’est véritablement concernant les problème de démantèlement que l’on assiste à un glissement des règles de référence de l’Etat côtier vers le droit international. Car même en matière de pollution c’est dans la législation pétrolière qu’il faut aller rechercher les dispositions applicables lors de tels dommages. Nous étudierons donc dans une seconde section les raisons de ce dynamisme et les règles qui en résultent. Section II° La fin des activités pétrolières.

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II° Section : La fin des activités pétrolières. Il faut avant tout savoir que le problème du démantèlement ne concerne que les installations fixes de grande taille (en acier ou en béton armé), les installations mobiles en fin d’opération se contentant de « larguer les amarres » pour partir vers de nouveaux sites d’exploitation ou elles seront réutilisées. Les engins mobiles seront toutefois l’objet de notre attention en ce qui concerne leur éventuelle qualité d’épave après activité. En ce qui concerne les engins fixes on parlera de « decommisioning » pour les uns, démantèlement pour les autres, et il conviendra avant tout de lever le voile sur quelques vérités qui nous aideront à aborder la discussion de manière plus sereine. D’abord, le droit de la mer et notamment la Convention de 1982 ne posent pas le principe d’un démantèlement intégral de toutes les installations pétrolières après leur activité. Il s’agit en effet pour la CMB de préserver le principe de liberté des mers et de permettre la libre circulation des navires, dès lors peu importe qu’au delà d’une certaine profondeur soient entreposés les restes d’une plate-forme. Le problème devient plus délicat en ce qui concerne la liberté des activités de pêche. Ensuite, les frais colossaux de démantèlement de ces installations sont mis à la charge de l’Etat côtier, qui a retiré de ces activités d’importantes sommes. En effet ainsi que nous l’avons déjà précisé dans notre première partie, l’Etat côtier prélève des taxes sur les plus values réalisés par les compagnies pétrolières, de fait la mise à la charge de la compagnie pétrolière des opérations de démantèlement se répercute automatiquement sur les bénéfices enregistrés par elle ainsi que sur les taxes perçues par l’Etat. Enfin le démantèlement n’est problématique, comme nous l’indique une étude de l’Union Européenne sur le sujet139, que pour une partie seulement des installations fixes : celles de grosses dimensions. Le problème ne se présente d’ailleurs pas de la même manière selon qu’il s’agit d’une installation en acier et d’une installation en béton : − Il est à l’heure actuelle quasi impossible de démanteler totalement une installation fixe en béton,

s’il a été possible de la faire flotter et de la remorquer sur le site d’exploitation, il demeure jusqu'à présent impossible de gérer la remontée progressive de telles structures. Dans ce cas la seule opération qui est envisageable consiste à les amputer de leur partie supérieure jusqu'à 75 mètres de profondeur de manière à rétablir le principe de liberté des mer contenu dans UNCLOS.

− Pour les installations fixes en acier ce qui pose problème ce n’est pas tant le « removal » de l’engin, c’est à dire son enlèvement du site de production de manière à restaurer la circulation et éventuellement la possibilité de pêcher, mais plutôt le « disposal » de la structure, c’est à dire sa future affectation. Qu’en faire ? On se rappelle que c’était là le cas de figure de l’affaire « BRENT SPAR », dans laquelle il était question de laisser sombrer la structure dans les abysses.

139 Communication from the commission to the council and the European parliament, Brussels, 18/02/1998, COM (1998) 49 final, Catalogue number CB-CO-98-100-EN-C, ISBN 92-78-31251-7.

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§I°°°° La notion d’épave de plate-forme pétrolière. Il n’existe pas en doctrine de définition unique de l’épave permettant d’y inclure celle de la plate-forme. Le doyen Ripert donne deux critères de l’épave du navire : le navire doit être abandonné et innavigable. Il précise que « le navire (…) abandonné par son équipage, mais dans des conditions telles qu’il peut continuer son voyage n’est pas une épave »140. Le Professeur Gidel ajoute une condition supplémentaire : aucun indice ne doit laisser soupçonner que le propriétaire a toujours l’intention d’utiliser son bâtiment. La jurisprudence a pris en compte ce critère, la Cour d’appel de Rennes141 a déclaré qu’était une épave un engin dont le propriétaire manifestait l’intention de l’abandonner par une absence totale d’acte de possession. Pour les plates-formes pétrolières, les indices révélateurs d’une telle intention peuvent être recherchés dans l’absence de balisage ou de signalisation. Le Professeur Remond conclut donc que « tant qu’elle reste sur les lieux de son utilisation, même sans personne à bord mais en état de marche et convenablement signalée, la plate-forme n’est pas une épave »142 Cette conception se trouve confirmée par la loi du 3 janvier 1985 relatives aux mesures concernant, dans les eaux territoriales et intérieures, les navires et engins flottants abandonnés. Elle donne la définition suivante : « l’abandon par le propriétaire, l’armateur ou l’exploitant, résulte de l’absence d’équipage à bord ou de l’inexistence de mesures de garde et de manœuvre ». En outre le débat sur la notion d’épave risque d’être alimenté par un projet de convention internationale rédigée sous les auspices de l’OMI et ayant pour objet : « DRAFT CONVENTION ON WRECK REMOVAL »143, c’est à dire l’enlèvement des épaves. Ce projet donne une définition très large de navire et d’épave dans son article I : « ship means a vessel of any type whatsoever operating in the marine environment and includes hydrofoil boats, air cushion vehicles, submersibles, floating craft, and fixed or floating platform or mobile offshore units when such units are not on location engaged in the exploration, exploitation or production of sea-bed mineral resources ». « wreck means a sunken or stranded ship, or any part thereof, including anything that is or has been on board such a ship ». On aura remarqué l’inclusion dans cette définition des plates-formes mobiles mais également des plates-formes fixes ce qui fait de ce projet de convention un nouvel élément à prendre en compte lors de tout démantèlement. Le but de cette convention est de promouvoir l’enlèvement des épaves pouvant constituer un danger pour l’environnement marin voire même côtier. Le principe est celui de l’enlèvement de l’épave par son propriétaire : « The owner shall undertake the removal of a ship determined to constitute a hazard following a casualty ». Le principe de la limitation de responsabilité de l’armateur semble être conservé par cette convention qui s’efface devant les régimes de responsabilité découlant des Conventions de 1969 (pollution pétrolière), de 1996 (HNS), ou enfin de 1960 (dommages nucléaires). D’une manière un peu indirecte, avec le problème des épaves et celui du démantèlement nous retombons dans le cadre général de la pollution marine. Les différentes Conventions relatives à la pollution que nous avons examinées précédemment ne s’y sont pas trompées et contiennent des dispositions relatives au démantèlement comme nous allons le voir.

140 G. Ripert, traité de droit commercial, n°2155. 141 Cour d’appel de Rennes, 23 Mars 1960, Droit Maritime Français 1960, page 413. 142 M. Remond , l’exploration pétrolière en mer et le droit, éditions technip 1970, page 136. 143 OMI DRAFT CONVENTION ON WRECK REMOVAL, Legal committee, 77 iéme session, 13 Février 1998, LEG 77/5.

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§II°°°° Le démantèlement des plates-formes pétrolières. Plusieurs données se suivent concernant le démantèlement des plates-formes pétrolières, chacune répondant à un objectif précis. Ainsi le droit de la mer en n’imposant pas le démantèlement total de toutes les installations en mer, l’OMI chargée de tous les problèmes relatifs à la navigation maritime doit se limiter à fixer un minimum de démantèlement des installations avec pour seul objectif la circulation maritime. Lorsqu’il s’est agi de prendre en considération d’autres éléments comme les activités de pêche ou la pollution, il est alors apparu nécessaire d’élaborer de nouveaux instruments c’est à dire de nouvelles conventions ayant cet objectif. Nous procéderons donc à l’analyse des différents textes ayant pour objet le démantèlement des installations pétrolières en mer. A. Les « guidelines and standards for removal of offshore » élaborés par l’OMI. Un certain nombre de conventions régionales en matière de pollution marine, se réfèrent pour ce qui est relatif au démantèlement des installations, aux standards donnés par l’OMI (Convention de Barcelone article 20). C’est en 1989 à la demande de la Commission d’Oslo et des Nations Unies sur le droit de la mer, que l’OMI adopta la résolution A.672(16) dénommée « guidelines and standards for the removal of offshore installations and structures on the continental shelf and in the exclusive economic zone ». Cette résolution recommande : − Que chaque autorisation et décision de démantèlement partiel ou de disposition des restes de plate-

forme par grand fond, se fasse après étude au cas par cas des conséquences sur l’environnement marin (guideline 2.1).

− Que soit également déterminé en cas de démantèlement partiel l’effet de cette mesure sur la navigation maritime.

Cette résolution établit un certain nombre de standards concernant tout démantèlement. − Toute installation abandonnée dans moins de 75 mètres de profondeur et ayant un poids inférieur à

4000 tonnes en dehors de l’eau, doit faire l’objet d’un démantèlement total. Cette obligation s’étend aux installations de même poids placées jusqu'à 100 mètres de profondeur après le 1° Janvier 1998.

− Pour les installations qui dépasseraient ce poids ou qui seraient placées au delà des 75 ou 100 mètres, une colonne d’eau d’au moins 55 mètres doit être laissée au minimum entre le sommet de l’édifice partiellement démantelé et la surface de la mer.

− L’Etat côtier se doit de prendre les mesures nécessaires en ce qui concerne : l’information des marins sur l’emplacement de l’installation, le contrôle de l’activité de l’installation et l’évolution du danger qu’elle représente par rapport aux courants marins etc.

− Mais surtout comme nous l’indique le guideline 3.11 de la résolution : « The coastal state should ensure that legal title to installations and structures which have not been entirely removed from the sea-bed is unambiguous and that responsibility for maintenance and the financial ability to assume liability for future damages are clearly established" ». L’Etat côtier est donc mis en demeure d’établir un régime de responsabilité pour les dommages que pourraient causer ces structures par leur présence sur le plateau continental.

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B. La Convention de Londres sur l’immersion des déchets (LC72) et le protocole de 1996. La Convention de Londres de 1972 a fait récemment l’objet d’un protocole, qui comme nous allons le voir, vise à préciser certains points et surtout à augmenter la protection marine en réduisant le nombre de déchets admis à être immergés. Convention et protocole sont uniquement relatifs à l’immersion des déchets : les rejets banaux de l’exploitation pétrolière, c’est à dire ceux résultant du fonctionnement normal des installations en mer, sont exclus aussi bien de la Convention de 1972 que de son protocole de 1996 (cf. articleIII.1 de LC72 et article I.4.3. du protocole de 1996). En ce qui concerne l’exploitation pétrolière, la Convention de 72 et son protocole de 1996 n’affectent donc que l’immersion des installations pétrolières désaffectées (le protocole de 96 exclut explicitement de son champ d’application les câbles et pipelines articles I.4.2.3.).

• La Convention de Londres de 1972 :

Si cette Convention vise à interdire l’immersion de tous déchets susceptibles d’avoir un impact sur le milieu marin, elle stipule en fait, dans son article IV que : − L’immersion des déchets contenant les substances nocives listées en annexe I (composés

organohalogénés, mercure, cadmium, hydrocarbures, etc.) est totalement interdite. − L’immersion des déchets renfermant les substances nocives listées en annexe II est soumise à

obtention d’un permis spécifique. − Les déchets inertes et inoffensifs feront l’objet d’un permis général d’immersion. Donc, selon LC72, l’immersion d’installations pétrolières « nettoyées » est tout à fait envisageable. L’annexe III décrit la procédure à suivre en vue de l’obtention d’un permis d’immersion.

• Le protocole de 1996. Il devrait remplacer la Convention LC72 et prévaloir sur ses dispositions après adhésion par 26 Etats dont au moins 15 étaient déjà partie à la Convention (article 25 du protocole). Le protocole adopte une position plus restrictive dans son article 4 : − Interdiction d’immersion de tout déchet qui ne figurerait pas dans son annexe I (reverse list). − Obligation d’obtention d’un permis spécifique pour immerger un déchet figurant dans

l’annexe I, les plates-formes figurent ainsi explicitement dans cette annexe I. L’obtention du permis d’immersion est subordonnée à une évaluation préalable (« WAF » = Waste Assesment Framwork) qui impose une étude poussée montrant que l’immersion est la meilleure solution environnementale pour l’élimination du déchet considéré, ainsi qu’une surveillance de l’objet immergé et de son site (annexe II du protocole). La délivrance d’un permis peut être contestée par n’importe quelle partie contractante du protocole, une procédure d’arbitrage est prévue (annexe III). L’article 15 du protocole nous indique qu’en matière de responsabilité des Etats pour les dommages causés à l’environnement, les parties contractantes s’engagent à élaborer des procédures concernant la responsabilité naissant de l’immersion ou de l’incinération en mer de déchets ou autres matières.

D’autre part l’OMI après avoir adopté le protocole de 1996, a dans sa résolution LC55(SM), mis en place le Programme Intégré de Coopération Technique (PICT) visant à apporter un soutien aux Etats qui ont besoin d’une assistance pour prendre des mesures efficaces en vue de prévenir, réduire et, lorsque cela est possible dans la pratique, éliminer la pollution des mers due à l’immersion de déchets et d’autres matières conformément aux objectifs de la convention ou u protocole.

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C. La position de l’Union Européenne concernant le démantèlement. Le rejet en mer des installations démantelées tombe dans la zone de compétence de l’Union Européenne si l’on considère les articles 130 r (1) et 130 r (4) du traité de Rome. D’importants intérêts environnementaux sont liés au problème du démantèlement des plates-formes pétrolières et les autorités européennes l’on bien compris. En effet outre le fait d’être partie à un bon nombre des conventions que nous avons cité, les autorités européennes sont à l’origine d’un certain nombre de directives ayant pour objet la pollution marine. On citera entre autre la directive 76/464/EEC (discharge of dangerous substances) ou encore les directive 75 (442)EEC (waste framework) et 91/689/EEC (hazardous waste). Sans avoir le temps de pouvoir nous livrer à une étude complète du contenu de ces textes, nous retiendrons seulement la préoccupation des autorités européennes en la matière. Néanmoins la position de l’Union Européenne se doit de coller aux options prises par les commissions d’Oslo et de Paris. Les décisions prises en matière de démantèlement ont un effet direct sur l’économie, et il ne doit pas s’agir pour l’Union Européenne de provoquer la fuite des investissements vers des régions du globe où les obligations des compagnies pétrolières sont moins importantes. On remarquera que c’est peut-être au sein de l’union Européenne que les intérêts des pêcheurs sont le mieux défendus face à ceux des compagnies pétrolières.

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Conclusion générale : Sommes nous parvenus à définir le statut juridique des plates-formes pétrolières ? Sans avoir cette prétention, il nous semble que des éléments de réponse figurent au sein de cette étude, et ce sont ces éléments que nous allons récapituler ici.

• De l’étude du droit de la mer il résulte que l’activité pétrolière est placée sous le contrôle et la responsabilité de l’Etat côtier.

Cela a pour effet deux conséquences : − le droit applicable à ces activités est la législation pétrolière de l’Etat côtier. − le statut de la plate-forme pétrolière n’est pas le même avant et pendant les opérations

pétrolières, puisque la structure n’a plus exactement la même nature (navire, engin mobile, bâtiment de mer / installation pétrolière) ; elle n’est donc pas soumise aux mêmes règles.

• Même lorsque ces structures ne sont pas en activité pétrolière et qu’elles se déplacent, certaines règles de droit maritime se révèlent d’application délicate.

• Le droit communautaire porte le plus vif intérêt aux activités pétrolières et émet des règles précises, que ce soit en matière d’octroi des licences, de droit de la concurrence, de politique énergétique, de gestion des ressources minérales et organiques, et enfin en matière d’environnement.

• Après la concession qu’a fait le droit de la mer aux Etats côtiers en leur abandonnant la gestion de leurs plateaux continentaux, et parce que les problèmes de pollution sont trop importants pour les laisser à la charge de ces seul Etats, le droit international fait ici une tentative de retour en matière de protection de l’environnement.

Nous avons constaté que, face à la complexité et à l’étendue des règles applicables en matière d’exploitation pétrolière en mer, les compagnies ont souvent recours à la location et à la sous-traitance pour l’exécution de travaux précis et ce, en conformité avec les prescriptions imposées par l’Etat côtier. De fait il y a un report de la charge et des responsabilités de l’opération de la compagnie sur le sous-traitant, même si, dans la majorité des législations pétrolières, les compagnies parties à la licence et l’opérateur sont juridiquement responsables. Ce report aboutit à l’ignorance par certaines compagnies de nombreuses règles concernant les plates-formes pétrolières, notamment celles s’appliquant avant les phases pétrolières. Pour résumer il est relativement difficile de parler du statut juridique des plates-formes pétrolières, et il convient de distinguer au cas par cas le type de structure en cause, son activité et enfin sa future affectation pour établir avec précision le corps de règles qui lui sont applicables. Aujourd’hui on peut estimer que la plupart des problèmes juridiques liés aux plates-formes pétrolières sont susceptibles de trouver une réponse ; toutefois certaines questions demeurent et d’autres s’annoncent déjà comme de futurs points d’affrontement juridique et économique. Actuellement il en est ainsi des questions relatives au statut juridique des pipelines et à l’uniformisation des normes internationales de sécurité pour l’exploitation pétrolière en mer. On peut imaginer que la recherche de l’exploitation des grands fonds, patrimoine commun de l’humanité, fera certainement naître une série de nouveaux problèmes.

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Annexe n°1 Petroleum act. Act of 29 November 1996 No. 72 relating to petroleum activities. Chapter 1 Introductory provisions Section 1-1 The right to subsea petroleum deposits and resource management The Norwegian State has the proprietary right to subsea petroleum deposits and the exclusive right to resource management. Section 1-2 Resource management Resource management is executed by the King in accordance with the provisions of this Act and decisions made by the Storting (Parliament). Resource management of petroleum resources shall be carried out in a long-term perspective for the benefit of the Norwegian society as a whole. In this regard the resource management shall provide revenues to the country and shall contribute to ensuring welfare, employment and an improved environment, as well as to the strengthening of Norwegian trade and industry and industrial development, and at the same time take due regard to regional and local policy considerations and other activities. Section 1-3 Requirements relating to license etc. None other than the State may conduct petroleum activities without the licenses, approvals and consents required pursuant to this Act. Provisions otherwise in the Act and regulations issued pursuant to the Act shall apply to such activities insofar as they are appropriate. Section 1-4 Scope of application This Act applies to petroleum activities in connection with subsea petroleum deposits under Norwegian jurisdiction. The Act also applies to petroleum activities inside and outside the realm and the Norwegian continental shelf to the extent such application follows from international law or from agreement with a foreign state. The Act does not apply to utilisation of produced petroleum when such utilisation takes place on Norwegian land territory or seabed subject to private property rights. When a pipeline located in Norwegian internal waters, in Norwegian territorial sea or on the continental shelf starts outside Norwegian jurisdiction, the King may, to the extent this follows from international law, decide which provisions of this Act shall apply to such pipeline with associated equipment. As regards liability for pollution damage according to Chapter 7 and damage arisen as a result of pollution and waste according to Chapter 8, the special provisions laid down in those chapters shall apply. The Act does not apply to Svalbard, including its internal waters and territorial sea. The King may issue further regulations to supplement or delimit the provisions of this Section. Section 1-5 Other Norwegian law Norwegian law other than this Act, including provisions relating to licenses, consents or approvals required according to the legislation, shall also be applicable to petroleum activities. This applies unless otherwise warranted by an Act, a decision by the King, international law or agreement with a foreign state. Notwithstanding the above, other Norwegian law shall not apply to mobile facilities under foreign flag other than those that are permanently placed, unless otherwise stipulated by an Act or by a decision made by the King in Council. Section 1-6 Definitions In this Act the following definitions shall apply: a) petroleum, all liquid and gaseous hydrocarbons existing in their natural state in the subsoil, as well as other substances produced in association with such hydrocarbons. b) petroleum deposit, an accumulation of petroleum in a geological unit, limited by rock characteristics by structural or stratigraphic boundaries, contact surface between petroleum and water in the formation, or a combination of these, so that all the petroleum comprised everywhere is in pressure communication through liquid or gas. In cases of doubt, the Ministry will determine what shall be regarded as a petroleum deposit. c) petroleum activity, all activities associated with subsea petroleum deposits, including exploration, exploration drilling, production, transportation, utilisation and decommissioning, including planning of such activities, but not including, however, transport of petroleum in bulk by ship. d) facility, installation, plant and other equipment for petroleum activities, however not supply and support vessels or ships that transport petroleum in bulk. Facility also comprises pipeline and cable unless otherwise provided, e) exploration, geological, petrophysical, geophysical, geochemical and geotechnical activities, including shallow drilling, as well as operation and use of a facility to the extent it is used for the purpose of exploration. f) exploration drilling, drilling of wildcat and appraisal wells, as well as operation and use of a facility to the extent it is used for the purpose of exploration drilling. g) production, production of petroleum, including drilling of production wells, injection, improved recovery, treatment and storage of petroleum for transport, and shipment of petroleum for transport by ship, as well as the construction, placing, operation and use of a facility for the purpose of production. h) transportation, shipment of petroleum by pipeline as well as the construction, placing, operation and use of a facility for the purpose of transportation. i) utilisation, cooling in order to liquefy gas, refining and petrochemical activity, production and transmission of electric power and other use of produced petroleum, storage of petroleum as well as the construction, placing, operation and use of a facility for the purpose of utilisation. j) licensee, physical person or body corporate, or several such persons or bodies corporate, holding a license according to this Act or previous legislation to carry out exploration, production, transportation or utilisation activities. If a license has been granted to several such persons jointly, the term licensee may comprise the licensees collectively as well as the individual licensee. k) operator, anyone executing on behalf of the licensee the day to day management of the petroleum activities. l) continental shelf, the seabed and subsoil of the submarine areas that extend beyond the Norwegian territorial sea, throughout the natural prolongation of the Norwegian land territory to the outer edge of the continental margin, but no less than 200 nautical miles from the base lines from which the breadth of the territorial sea is measured, however not beyond the median line in relation to another state. Chapter 2 Exploration license Section 2-1 Granting of exploration license etc. The Ministry may grant to a body corporate a license to explore for petroleum within limited areas of the seabed or its subsoil. Exploration license may also be granted to a physical person domiciled in an EEA state. The exploration license gives the right to explore for petroleum. It does not give exclusive right to exploration in those areas that are mentioned in the license, nor any preferential right when production licenses are granted. Production license may be granted to others, or license may be granted according to Section 4-3 in areas covered by exploration licenses, without giving rise to any liability or any obligation to refund fees that have been paid. Exploration license is granted for a period of 3 calendar years unless another period of time is stipulated. The Ministry may authorise a licensee holding an exploration license to undertake other exploration activities. The King may issue regulations relating to the contents of an application for exploration license, the scope of such license, the further conditions of the license and the fee to be paid. Section 2-2 The area covered by the exploration license

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The exploration license shall state the area covered by the license. The exploration license does not give any right to exploration in areas covered by production licenses, unless otherwise decided by the Ministry in accordance with Section 3-11. Chapter 3 Production license etc. Section 3-1 Opening of new areas Prior to the opening of new areas with a view to granting production licenses, an evaluation shall be undertaken of the various interests involved in the relevant area. In this evaluation, an assessment shall be made of the impact of the petroleum activities on trade, industry and the environment, and of possible risks of pollution, as well as the economic and social effects that may be a result of the petroleum activities. The opening of new areas is a matter which shall be put before local public authorities, central trade and industry associations and other organisations which may be presumed to have a particular interest in the matter. Furthermore it shall be made known through public announcement which areas are planned to be opened for petroleum activities, and the nature and extent of the activities in question. Interested parties shall be given a period of time of no less than 3 months to present their views. The Ministry decides on the administrative procedure to be followed in each individual case. Section 3-2 Division of the continental shelf Offshore areas inside the outer boundary of the continental shelf are divided into blocks of 15 latitude minutes and 20 longitude minutes in size, unless adjacent land areas, common boundaries with the continental shelf of other states, or other circumstances warrant otherwise. Section 3-3 Production license The King in Council may, on conditions to be further stipulated, grant production license. A production license may cover one or several blocks or parts of blocks. Production license may be granted to a body corporate established in conformity with Norwegian legislation and registered in the Norwegian Register of Business Enterprises, insofar as other requirements are not applicable pursuant to international agreements. Production license may also be granted to a physical person domiciled in a state of the European Economic Area (EEA). A production license entails an exclusive right to exploration, exploration drilling and production of petroleum deposits in areas covered by the license. The licensee becomes the owner of the petroleum which is produced. The King may stipulate as a condition for granting a production license that the licensees shall enter into agreements with specified contents with one another. Section 3-4 Agreements with a view to applying for a production license Co-operation agreements entered into with a view to applying for a production license shall be submitted to the Ministry. The Ministry may require alterations to be made in such agreements. Section 3-5 Announcement and granting of a license Prior to the granting of a production license, the Ministry shall, as a rule, announce the area for which applications for production licenses may be submitted. The announcement shall be published through notification in The Norwegian Gazette (Norsk Lysingsblad) and the Official Journal of the European Communities. The notification shall stipulate a time limit for the filing of applications of not less than 90 days, and it shall contain such information as decided by the Ministry. The granting of a production license shall be done on the basis of factual and objective criteria, and the requirements and conditions stated in the notification. The King is not obliged to grant any production license on the basis of the applications received. The King may grant production licenses without announcement. Prior to such granting of a production license, the licensees of production licenses in all adjacent areas shall be given the opportunity to apply for a production license for the area in question. Notification shall be published in The Norwegian Gazette (Norsk Lysingsblad) and the Official Journal of the European Communities indicating the blocks which are affected. Further regulations about the content of an application for production license, and about the payment of application fees, are issued by the King. Section 3-6 State participation The King may decide that the Norwegian State shall participate in petroleum activities according to this Act. Section 3-7 Operator When granting a production license, the Ministry shall appoint or approve an operator .

Change of operator must be approved by the Ministry. When warranted for particular reasons, the Ministry may undertake the change of operator.

If the Ministry appoints or approves an operator who is not a licensee according to the production license, the provisions concerning the obligations of the licensee established in or pursuant to this Act shall apply correspondingly to the operator unless otherwise specifically provided. Notwithstanding the above, an operator who is not a licensee

according to the production license shall not be responsible under Section 5-4 second paragraph. Section 3-8 Work obligation The King may impose on the licensee a specific work obligation for the area covered by the production license. Section 3-9 The duration of a production license etc. The production license shall be granted for up to 10 years. If the production license is granted for a shorter period of time, the Ministry may subsequently extend the license period within the 10 years limit. A licensee who has fulfilled the work commitment according to Section 3-8 and the conditions otherwise applicable to the individual production license, may demand that the license shall be extended after the expiry of the period stipulated pursuant to the first paragraph. The extension period shall be stipulated in the individual production license, and shall as a general rule be up to 30 years, but may in specific cases be up to 50 years. When granting a license, the King shall stipulate what part of the area covered by the production license the licensee may demand an extension for pursuant to the second paragraph. The size of the area stipulated according to the first sentence shall as a rule constitute 50 percent of the area covered by the production license, notwithstanding that the licensee shall be entitled to keep at least 100 square kilometres. The Ministry may on application consent to the licensee keeping more than the area stipulated when the license is granted according to this provision. The King may issue regulations relating to delimitation of the areas to be relinquished according to the third paragraph. The Ministry may, on application from the licensee and when particular reasons so warrant, extend the production license in excess of the extension according to the second paragraph. Application for extension must have been submitted no later than 5 years prior to the expiry of the production license, unless otherwise approved or decided by the Ministry. The Ministry stipulates the conditions for such particular extension. Section 3-10 Dividing the area of a production license The Ministry may on application from a licensee approve that part of the area covered by the production license is partitioned off and grant a separate production license for the area partitioned off. The King may issue regulations relating to delimitation of the area partitioned off. Section 3-11 Right for others to exploration The Ministry may, in specific cases, grant to someone other than the licensee the right to carry out exploration in an area covered by a production license. The Ministry shall determine the kind of exploration that may be carried out and the duration of the activities. Section 3-12 Right for others to place facilities etc. A licensee cannot oppose the laying of pipelines, cables or wires of various kinds, or the placing of other facilities on, in or above the area covered by the production license. Such facilities must not cause unreasonable inconvenience to the licensee. The provision of the first paragraph applies correspondingly to necessary route and soil surveys prior to such placement. Section 3-13 Natural resources other than petroleum resources etc. A production license does not preclude the granting to others than the licensee of rights to undertake exploration for and production of natural resources other than petroleum resources, provided it does not cause unreasonable inconvenience to the petroleum activities conducted by a licensee pursuant to the production license. The same applies to scientific research.

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If there has been any discovery of natural resources other than petroleum resources in an area covered by a production license, and if continued activities cannot take place without causing unreasonable inconvenience to the petroleum activities conducted by the licensee pursuant to the production license, the King shall decide which of the activities shall be postponed, and, if applicable, to what extent. In so deciding, account shall be taken of the nature of the discovery made, investments undertaken, the stage the activities have reached, the duration and extent of the activities and their economic and social impact etc., seen in relation to the activities conducted pursuant to the production license. Anyone subject to postponement of his activities may require extension of the license for a period of time corresponding to the postponement. If the postponement only applies to a limited part of the activities which may be conducted pursuant to the license, the Ministry may stipulate a shorter period for the extension, decide that extension shall not be granted or that extension shall only be granted for part of the area to which the license applies. If the postponement has the effect that the work obligation imposed according to Section 3-8 cannot be accomplished within the stipulated time limit, the time limit shall be extended to the extent necessary. If' the petroleum activities are postponed, the area fee for the extension period shall be waived or reduced according to the discretionary judgement of the Ministry. Fees which have been paid in advance shall not be refunded. If the postponement according to the second paragraph must be assumed to be of particularly long duration, the relevant license may instead be revoked. The King may decide that the party authorised to maintain his activities shall wholly or partly refund to the party that has to postpone or curtail his activities the costs incurred and, to a reasonable extent, cover other losses. Section 3-14 Relinquishment of areas The licensee may during the period mentioned in Section 3-9, first paragraph, with 3 months notice, relinquish parts of the area covered by the production license. Thereafter, relinquishment of parts of the area may take place at the end of each calendar year, provided notice of such relinquishment has been given at least 3 months in advance. The Ministry may require the obligations stipulated according to the production license and the conditions on which it has been granted to be fulfilled prior to relinquishment. The King may issue regulations relating to delimitation of relinquished areas. Section 3-15 Surrender of a production license The licensee may during the period mentioned in Section 3-9, first paragraph, with 3 months notice, surrender a production license in its entirety. Thereafter, surrender may take place at the end of each calendar year, provided notice of such surrender has been given at least 3 months in advance. The Ministry may require the obligations stipulated according to the production license and the conditions on which it has been granted to be fulfilled prior to surrender. Chapter 4 Production etc. of petroleum Section 4-1 Prudent production Production of petroleum shall take place in such a manner that as much as possible of the petroleum in place in each individual petroleum deposit, or in several deposits in combination, will be produced. The production shall take place in accordance with prudent technical and sound economic principles and in such a manner that waste of petroleum or reservoir energy is avoided. The licensee shall carry out continuous evaluation of production strategy and technical solutions and shall take the necessary measures in order to achieve this. Section 4-2 Plan for development and operation of petroleum deposits If a licensee decides to develop a petroleum deposit, the licensee shall submit to the Ministry for approval a plan for development and operation of the petroleum deposit. The plan shall contain an account of economic aspects, resource aspects, technical, safety related, commercial and environmental aspects, as well as information as to how a facility may be decommissioned and disposed of when the petroleum activities have ceased. The plan shall also comprise information on facilities for transportation or utilisation comprised by Section 4-3. In the event that a facility is to be placed on the territory, the plan shall in addition provide information about what applications for licenses etc. have been submitted according to other applicable legislation. The Ministry may, when particular reasons so warrant, require the licensee to produce a detailed account of the impact on the environment, possible risks of pollution and the impact on other affected activities, in respect of a larger defined area. If the development is planned in two or more stages, the plan shall, to the extent possible, comprise the total development. The Ministry may limit the approval to apply to individual stages. Substantial contractual obligations must not be undertaken, nor construction work be started, until the plan for development and operation has been approved, unless by consent from the Ministry. The Ministry may on application from a licensee waive the requirement to submit a plan for development and operation. The Ministry shall be notified of and shall approve any significant deviation or alteration of the terms and preconditions on which a plan has been submitted or approved. The Ministry may require a new or amended plan to be submitted for approval. Section 4-3 Specific license to install and to operate facilities for transport and utilisation of petroleum The Ministry may on specified conditions grant a specific license to install and to operate facilities for transport and utilisation of petroleum. Application shall be submitted containing plan for the construction, placing, operation and use of such facilities, including shipment facilities, pipelines, liquefaction facilities, facilities for generation and transmission of electric power and other facilities for transportation or utilisation of petroleum. License is granted for a fixed period of time which may, on application from the licensee, be extended by the Ministry. The provisions of Section 4-2, with the exception of the first and fifth paragraphs, shall apply to the extent decided by the Ministry. Section 4-4 Stipulation of production schedule etc. The Ministry shall, prior to or concurrently with approval pursuant to Section 4-2 or a license being granted pursuant to Section 4-3, approve the production schedule. A production schedule other than that which follows from Section 4-1 may be stipulated if warranted by resource management considerations or other significant social considerations. Burning of petroleum in excess of the quantities needed for normal operational safety shall not be allowed unless approved by the Ministry. Upon application from the licensee, the Ministry shall stipulate, for fixed periods of time, the quantity which may be produced, injected or cold vented at all times. An application shall be submitted at such times and shall have such contents as decided by the Ministry. The Ministry shall base this stipulation on the production schedule on which the development plan is based, unless new information on the deposit or other circumstances warrant otherwise. When necessary for weighty social reasons, the King in Council may, for an individual petroleum deposit or several petroleum deposits, stipulate other production schedules than those stipulated or approved pursuant to the first and third paragraph, and may in this connection order improved recovery. If the decision according to this paragraph is to the effect that production shall be reduced in relation to the production schedule stipulated or approved, the Ministry shall endeavour to apportion to a reasonable extent the reduction proportionately between the relevant petroleum deposits. In the event of such apportionment, special considerations shall be given to long-term agreements for the supply of gas and to petroleum deposits which in part are situated on the continental shelf of another state. Upon application from the licensee, the Ministry may approve test production of a petroleum deposit. Duration, quantity and other conditions for such test production shall be decided by the Ministry. The Ministry may require the licensee to produce a report on field related matters, including alternative schemes for production and, if applicable, injection, and the total recovery factor for various production schedules. Section 4-5 Postponement of exploration drilling and development The Ministry may decide that exploration drilling or development of a deposit shall be postponed. The provisions relating to extension of the license, extension of the time limit set for implementing the work obligation and payment of area fee during the extension period in Section 3-13 third, fourth and fifth paragraphs shall apply accordingly.

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Section 4-6 Preparation, commencement and continuation of production The Ministry may make a decision to require preparation, commencement or continuation of production, and hereunder, that on-going production shall be continued or increased, when this is economically beneficial to society, when necessary to develop an efficient transportation system or to ensure efficient utilisation of facilities comprised by Sections 4-2 and 4-3. Such decision may also be made if it is efficient for reservoir engineering reasons, or when it is desirable that two or more petroleum deposits are produced in conjunction with each other, or when warranted by other significant social reasons. If the decision according to the first paragraph is to the effect that production shall be prepared or commenced, the licensee shall be given a period of two years to present a plan according to Section 4-2 and a progress schedule. If the decision is to the effect that production shall be continued, the licensee shall be given a period of no less than 6 months to present a plan for implementation. If the plan according to the second paragraph is not submitted prior to expiry of the time limit, or if the licensee informs the Ministry that he will not prepare, commence or continue production of the deposit, or if the licensee without plausible reason and in spite of order to such effect fails to take the necessary steps to implement the plan, the Ministry may initiate measures to commence or continue production, and in this connection revoke the production license or parts of the area of the production license to the extent this is considered necessary to achieve efficient production. The same shall apply if the licensee presents a plan which the Ministry does not consider to be satisfactory, provided that the licensee shall nevertheless be given a period of at least 6 months to present an amended plan. If the production license is revoked pursuant to the third paragraph, the licensee's costs for exploration and exploration drilling in connection with the deposit in question shall be reimbursed by the State. Section 4-7 Joint petroleum activities If a petroleum deposit extends over more than one block with different licensees, or onto the continental shelf of another state, efforts shall be made to reach agreement on the most efficient co-ordination of petroleum activities in connection with the petroleum deposit as well as on the apportionment of the petroleum deposit. This shall apply similarly when, in the case of several petroleum deposits, joint petroleum activities would obviously be more efficient. Agreements on joint exploration drilling shall be submitted to the Ministry. Agreements on joint production, transportation, utilisation and cessation of petroleum activities shall be submitted to the Ministry for approval. If consensus on such agreements is not reached within reasonable time, the Ministry may determine how such joint petroleum activities shall be conducted, including the apportionment of the deposit. Section 4-8 Use of facilities by others The Ministry may decide that facilities comprised by Sections 4-2 and 4-3, and which are owned by a licensee, may be used by others, if so warranted by considerations for efficient operation or for the benefit of society, and the Ministry deems that such use would not constitute any unreasonable detriment of the licensee's own requirements or those of someone who has already been assured the right of use. Any agreement on the use of facilities comprised by Sections 4-2 and 4-3 shall be submitted to the Ministry for approval. The Ministry may on approving an agreement according to the first sentence, or in the event that no such agreement is reached within a reasonable period of time, as well as in the case of an order according to the first paragraph, stipulate tariffs and other conditions which will ensure the implementation of projects with due regard to resource management considerations, and which will provide the owner of the facility with a reasonable profit taking into account, among other things, investments and risks. Section 4-9 Area fee, production fee etc. The licensee shall pay a fee for a production license, after expiry of the period stipulated pursuant to Section 3-9 first paragraph first sentence, calculated per square kilometre (area fee). The licensee shall furthermore pay a fee calculated on the basis of the quantity and value of petroleum produced at the shipment point of the production area (production fee). With regard to petroleum which is injected, exchanged or stored prior to being delivered to be taken ashore or used for consumption, the production fee shall be calculated on the basis of the quantity and value of the petroleum at the shipment point for the original production area at the time when the petroleum according to contract is delivered to be taken ashore or used for consumption. Nevertheless, production fee shall not be paid for petroleum produced from deposits where the development plan is approved or where the requirement to submit a plan for development and operation is waived after 1 January 1986. When granting a production license, a non-recurring fee (cash bonus) may be levied and there may be stipulated a fee which shall be calculated on the basis of production volume (production bonus). The Ministry may with 6 months' notice decide that the production fee shall be paid wholly or partly in the form of produced petroleum. The Ministry may in such cases require the licensee to make sure that such petroleum is transported, processed, stored and made available at prices, priority and other conditions which are no less favourable than the terms applicable to the licensee's own petroleum from the relevant production area. The Ministry may, with 6 months' notice, decide that the fee shall again be paid in cash. Petroleum which the State is entitled to receive as production fee, and the State's right to transportation, processing and storage of such petroleum may be transferred to others. Such transfer shall relieve the State of future obligations. The King may issue regulations relating to the size of the fees and bonuses mentioned in first, second and third paragraphs and on the method of calculation, including provisions on stipulation of the value which shall form the basis for the calculation, on metering of the petroleum e.g. for fiscal purposes, and on information which the licensee shall provide about the production. The King may determine that the fees mentioned in the first and second paragraphs shall not be paid wholly or partly, or that the duty to pay such fees shall be postponed. Claims for fees with accrued interest and charges are grounds for enforcement of distraint. Section 4-10 Landing of petroleum The King decides where and in which way landing of petroleum shall take place. Section 4-11 Supplies to cover national requirements The King may decide that the licensee shall make deliveries from his production to cover national requirements, and provide transportation to Norway. The King may further decide to whom such petroleum shall be delivered. A price shall be paid for the petroleum delivered, which shall be determined in the same way as the price which forms the basis for calculation of the production fee, with the addition of transportation costs. For the transportation, Section 4-9, fourth paragraph, shall apply correspondingly. If agreement is not reached on the further terms of delivery, they shall be determined by the Ministry. Section 4-12 Supplies in the event of war, threat of war etc. In the event of war, threat of war or other extraordinary crisis, the King may decide that a licensee shall place petroleum at the disposal of Norwegian authorities. The provisions of Section 4-11, second paragraph, shall apply correspondingly unless the particular situation warrants otherwise. In such a situation, the King shall with binding effect determine the price. Chapter 5 Cessation of petroleum activities Section 5-1 Decommissioning plan The licensee shall submit a decommissioning plan to the Ministry before a license according to Section 3-3 or Section 4-3 expires or is surrendered, or the use of a facility is terminated permanently. The plan shall contain proposals for continued production or shutdown of production and disposal of facilities. Such disposal may inter alia constitute further use in the petroleum activities, other uses, complete or part removal or abandonment. The plan shall contain the information and evaluations deemed necessary in order to make a decision according to section 5-3. The Ministry may require further information and evaluations, alternatively require a new or amended plan. Unless the Ministry consents to or decides otherwise, the decommissioning plan shall be submitted at the earliest five years, but at the latest two years prior to the time when the use of a facility is expected to be terminated permanently. A corresponding time limit shall apply when a license granted pursuant to Sections 3-3 and 4-3 expires, provided the license expires before the use of the facility is expected to be terminated permanently. The Ministry may waive the requirement to submit a decommissioning plan. In the event of revocation of a license, the provisions of this Section shall apply correspondingly to the extent they are suitable. Section 5-2 Notification of termination of use The licensee shall notify the Ministry of the time of termination if the use of the facility is expected to terminate permanently before the expiry of the license.

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Section 5-3 Decision relating to disposal The Ministry shall make a decision relating to disposal and shall stipulate a time limit for implementation of the decision. In the evaluation on which the decision is based, emphasis shall, inter alia, be attached to technical, safety, environmental and economic aspects as well as to consideration for other users of the sea. The Ministry may stipulate specific conditions in connection with the decision. The licensee and the owner are under obligation to make sure that a decision relating to disposal is carried out, unless otherwise decided by the Ministry. The obligation to carry out the decision relating to disposal is applicable even if this decision is made or is to be implemented after the expiry of the license. If the ownership of a facility has been transferred pursuant to Section 10-12, the licensee and the owner are jointly under obligation to make sure that a decision relating to disposal is carried out, unless otherwise decided by the Ministry. If the decision is to the effect that the facility shall continue to be used in the petroleum activities or for other purposes, the licensee, owner and user are jointly obliged to make sure that future decisions on disposal are carried out, unless otherwise decided by the Ministry. If a decision relating to disposal is not carried out within the stipulated time limit, the Ministry may take necessary measures on behalf of the licensee or other responsible party, and for their account and risk. Costs of such measures are grounds for enforcement of distraint. Use of a facility for purposes other than petroleum activities, complete or part removal or abandonment cannot be decided under this Act for a facility onshore or on seabed subject to private property rights. Section 5-4 Liability Whoever is under obligation to implement a decision relating to disposal according to Section 5-3 is liable for damage or inconvenience caused wilfully or negligently in connection with disposal of the facility or other implementation of the decision. If the decision is abandonment, the licensee or owner shall be liable for damage or inconvenience caused wilfully or inadvertently in connection with the abandoned facility, unless otherwise decided by the Ministry. If there are more than one party liable according to the first or second paragraph, they shall be jointly and severally liable for financial obligations, unless otherwise decided by the Ministry. In the event of decisions for abandonment, it may be agreed between the licensees and the owners on one side and the State on the other side that future maintenance, responsibility and liability shall be taken over by the State based on an agreed financial compensation. Section 5-5 Encumbrances In the event that the State requires removal of a facility, any liens, charges and encumbrances thereon shall lapse. The same applies if the State takes over the facility according to Section 5-6, however, in such cases the rights of use established with the Ministry's consent shall remain in force. Section 5-6 Takeover by the State The State has a right to take over the licensee's fixed facility when a license expires, is surrendered or revoked, or when the use of such facility has been terminated permanently. The King decides with binding effect if and to what extent compensation shall be paid for the takeover. In the event of takeover of a facility onshore or on seabed subject to private property rights, compensation shall be paid to the extent this follows from otherwise applicable rules. If the State has confirmed that it wishes to exercise its right to take over fixed facilities, the takeover shall take effect 6 months after the time when the license has expired, has lapsed for other reasons, or the use of the facility has been terminated permanently, unless otherwise agreed or decided by the Ministry. At the State takeover, the facility with appurtenances shall be in such condition as adequate maintenance to ensure functional capability for operation would require. Any dispute regarding this, and, if applicable, regarding the compensation to be paid to the State for lack of maintenance, shall be determined by appraisement. Chapter 6 Registration and mortgaging Section 6-1 Registration of licenses The Ministry shall keep a register of all production licenses, called the Petroleum Register. The Ministry may by regulations decide that the register shall also comprise licenses as mentioned in Section 4-3. Each license shall be given a separate sheet in the register. The Ministry shall keep a journal of documents to be registered. The Ministry may issue further regulations on how the journal and the register shall be arranged and kept, on obligation of notification for the licensee in the event of transfer and other alterations in connection with the license, and other aspects of the procedure for registration. This also includes provisions regarding fees that may be levied. The rules contained in Act of 7 June 1935 No 1 relating to Public Registration, Chapters 2 and 3, shall apply correspondingly to the extent that they are suitable and unless otherwise provided by this Act or regulations issued pursuant to the Act. Section 6-2 Mortgaging of licenses The Ministry may consent to the mortgaging by the licensee of an entire license, or that the individual licensee mortgages his share of the license as part of the financing of the activities associated with the license. In special cases, the Ministry may allow the financing to include activities pursuant to a license other than the one which is mortgaged. When consent is granted to mortgaging according to the first paragraph the Ministry may consent to allow forced sale and forced usage according to Act of 26 June 1992 No. 86 relating to enforcement of claims to take place without any change in the terms of the license. Mortgaging according to this section will gain legal protection by registration in the Petroleum Register. Section 6-3 Scope of the mortgage Mortgaging of the entire license according to Section 6-2 comprises those rights which at any time follow from the license as well as the mortgagor's other rights in connection with activities carried out in accordance with the license. The mortgage does not comprise rights in relation to facilities registered in another register of mortgages or rights in relation to facilities onshore or on seabed subject to private property rights. In addition the mortgage does not comprise rights in relation to mobile construction machinery which may be mortgaged according to Section 3-8 of the Mortgage Act or rights in relation to other chattels which may be registered in another register of mortgages. The rules of Section 3-4 and Section 3-7 of the Mortgage Act shall apply correspondingly to the extent they are suitable. In the event of mortgaging of a participating interest in a license according to Section 6-2, the mortgage comprises the mortgagor's pro rata share of the total assets at any time linked with the license as well as the mortgagor's other rights in connection with activities carried out in accordance with the license. Section 6-4 The rights of the mortgagee etc. The Ministry shall give the mortgagee notice in writing of revocation or surrender of a license or of a participating interest in a license together with the information that the mortgage will lapse if forced sale is not requested without undue delay. If forced sale is requested in time, a new license may not be granted to the detriment of the mortgagee's rights. Mortgage rights as mentioned in the first paragraph may not be transferred or mortgaged without the Ministry's consent. Similarly it cannot without such consent be made subject of distraint, arrest, debt settlement proceedings or be included in the mortgagee's estate in bankruptcy. Chapter 7 Liability for pollution damage Section 7-1 Definition Pollution damage means damage or loss caused by pollution as a consequence of effluence or discharge of petroleum from a facility, including a well, and costs of reasonable measures to avert or limit such damage or such loss, as well as damage or loss as a consequence of such measures. Damage or loss incurred by fishermen as a consequence of reduced possibilities for fishing is also included in pollution damage. Ships used for stationary drilling are regarded as a facility. Ships used for storage of petroleum in conjunction with production facilities are regarded as part of the facility. The same applies to ships for transport of petroleum during the time when loading from the facility takes place. Section 7-2 Scope and applicable law

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The provisions of this chapter are applicable to liability for pollution damage from a facility when such damage occurs in Norway or inside the outer limits of the Norwegian continental shelf or affects a Norwegian vessel, Norwegian hunting or catching equipment or Norwegian facility in adjacent sea areas. With regard to measures to avert or limit pollution damage it is sufficient that damage may occur in such area. The provisions of this chapter are also applicable to pollution damage from facilities used in petroleum activities according to this Act, when the damage occurs in onshore or offshore territory belonging to a state which has acceded to the Nordic Convention on Environment Protection of 19 February 1974. The King may, irrespective of the provisions contained in this Act, by agreement with a foreign state issue rules relating to liability for pollution damage caused by petroleum activities pursuant to this Act. Such rules shall, however, not restrict the right to compensation according to this Act in respect of any injured party under Norwegian jurisdiction. Section 7-3 The liable party and the extent of liability The licensee is liable for pollution damage without regard to fault. The provisions relating to the liability of licensees apply correspondingly to an operator who is not a licensee when the Ministry has so decided in connection with the approval of operator status. If there are several licensees under the license and one of them is the operator, or if the Ministry has made a decision according to the first paragraph, claims for compensation shall initially be directed to the operator. If any part of the compensation is left unpaid on the due date by the operator, this part shall be covered by the licensees in accordance with their participating interest in the license. If someone fails to cover his share, this shall be allocated proportionately between the others. If it is demonstrated that an inevitable event of nature, act of war, exercise of public authority or a similar force majeure event has contributed to a considerable degree to the damage or its extent under circumstances which are beyond the control of the liable party, the liability may be reduced to the extent it is reasonable, with particular consideration to the scope of the activity, the situation of the party that has sustained damage and the opportunity for taking out insurance on both sides. In the event of pollution damage from a facility located in an area outside the Norwegian continental shelf, the party who has approval from the competent authority to conduct the activities to which the facility is connected, is regarded to be a licensee. Section 7-4 Channelling of liability The liability of a licensee for pollution damage may only be claimed pursuant to the rules of this Act. Liability for pollution damage cannot be claimed against: a) anyone who by agreement with a licensee or his contractors has performed tasks or work in connection with the petroleum activities. b) anyone who has manufactured or delivered equipment to be used in the petroleum activities. c) anyone who undertakes measures to avert or limit pollution damage, or to save life or rescue values which have been endangered in connection with the petroleum activities, unless the measures are performed in conflict with prohibitions imposed by public authorities or are performed by someone other than public authorities in spite of express prohibition by the operator or the owner of the values threatened. d) anyone employed by a licensee or by someone mentioned under literas a, b or c. If the licensee has been ordered to pay compensation for pollution damage, but fails to pay within the time limit stipulated by the judgement, the party that has sustained damage may bring action against the party that has caused the damage to the same extent as the licensee may bring action for recourse against the party causing the damage, cf. Section 7-5. The licensee may claim compensation from the party causing pollution damage to him to the same extent as the licensee may bring action for recourse against the party causing the damage, cf. Section 7-5. Section 7-5 Recourse The licensee cannot claim recourse for pollution damage against someone exempted from liability pursuant to the rules of Section 7-4, unless the person in question or someone in his service has acted wilfully or by gross negligence. Recourse liability may be mitigated to the extent that this is considered reasonable in view of manifested conduct, economic ability and the circumstances in general. The provisions contained in the Maritime Act of 24 June 1994 No. 39 relating to limitation of liability shall be applicable to the extent recourse is claimed against someone entitled to limitation of liability pursuant to the rules of the Maritime Act. Any agreement on further recourse in respect of those against whom liability cannot be claimed pursuant to Section 7-4, second paragraph, shall be invalid. Section 7-6 Petroleum activities without a license If pollution damage occurs in a petroleum activity and the activity has been conducted without a license, the party that has conducted the petroleum activity shall be liable for the damage regardless of fault. The same liability rests on others who have taken part in the petroleum activity and who knew, or should have known, that the activity was conducted without a license Section 7-7 Public announcement. Preclusive notice Unless the Ministry considers it obviously unnecessary, the operator shall without undue delay, by public announcement, provide information regarding the party to whom claims for compensation for pollution damage shall be directed and of the period of limitation. Announcement shall take place by advertising twice with no less than 1 week's interval in The Norwegian Gazette (Norsk Lysingsblad) and in newspapers and other publications which are generally read in those places where damage is caused, or is presumed to occur. With the Ministry's consent, possible claimants may be summoned by preclusive notice with the effect that claims which have not been presented within the expiry of the time limit set forth in the preclusive notice will lapse. The Ministry shall in such event, give further rules regarding the notice and the length of the period for the preclusive notice, and may issue rules about the method of settlement. Section 7-8 Legal venue Legal action for compensation for pollution damage shall be brought before the courts in the court district where the effluence or discharge of petroleum has taken place or where damage has been caused. The Ministry decides where the action shall be brought if: a) the effluence or discharge has taken place or the damage has been caused outside the area of any court district. b) it cannot be demonstrated within which court district the effluence or discharge has taken place or damage has been caused. c) the effluence or discharge has taken place in one court district and the damage is caused in another court district. d) damage has been caused in more than one court district. Chapter 8 Special rules relating to compensation to Norwegian fishermen Section 8-1 Scope of application and definitions This chapter applies to compensation for financial losses incurred by Norwegian fishermen as a result of the petroleum activities occupying fishing fields or resulting in pollution and waste, or as a result of damage caused by a facility or actions in connection with the placing of a facility. This chapter does not apply to pollution damage as mentioned in Section 7-1. The terms pollution and waste in this chapter are defined as pollution and waste as mentioned in Act of 13 March 1981 No. 6 relating to protection against pollution and relating to waste, Section 6, first paragraph subsections 1 and 2, and Section 27, first paragraph, respectively. Norwegian fishermen are in this chapter defined as persons registered in the registration list of fishermen and owners of vessels listed in the registry of Norwegian fishing vessels subject to registration licenses. The provisions in the remaining chapters of the Act are also applicable to this chapter to the extent they are suitable and are not in conflict with the provisions of this chapter. Section 8-2 Occupation of a fishing area In the event of petroleum activities within an area entirely or partly occupying a fishing field, the State is obliged, to the extent that fishing becomes impossible or is substantially impeded, to award compensation in respect of any resulting financial loss.

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Compensation may be set entirely or partly as a lump sum or as fixed annual payments. Compensation may normally not be claimed for losses that have occurred more than seven years after the occupation took place. The State may claim recovery from the licensee if the licensee ought to have averted the loss. Section 8-3 Pollution and waste The licensee is liable, regardless of fault, in respect of financial losses incurred as a result of pollution and waste from the petroleum activities, and the cost of reasonable measures to avert or limit such damage or such loss, including damage or loss as a result of such measures. The liability of the licensee pursuant to the first paragraph also includes damage and inconvenience due to pollution and waste as a result of supply vessel and support vessel traffic, as well as during relocation of the facility to or from the field concerned. The licensee has the right of recourse against the perpetrator actually causing the loss or the shipowner, providing the other prevailing conditions of liability have been fulfilled. In order to claim compensation for lost fishing time in connection with locating, marking, retrieval or bringing ashore objects, the objects must be properly marked or brought ashore and presented to the police or port authority or other equivalent public authority, unless absolute obstacles exist. Their location must in any case be reported to the police or port authority. What is mentioned in the third paragraph also applies to compensation for other losses insofar as such marking, indication of location or bringing ashore can reasonably be required. Liability for damages also comprises other vessels assisting a fishing vessel in bringing objects ashore. Section 8-4 Joint and several liability If damage has been caused as described in Section 8-3 and it is not possible to identify who caused the damage, the licensees shall be jointly and severally liable insofar as the damage may be believed to have been caused by petroleum activities in connection with the license in question. Section 8-5 Facility etc. causing damage If a facility or an action in connection with the placing of such facility causes damage, and the injured party does not have a right to compensation pursuant to the provisions of Section 8-2, the licensee shall, regardless of fault, be liable for damages in respect of the financial losses suffered by fishermen as a result of the damage. Section 8-6 Commissions etc. Claims made pursuant to this chapter, shall be dealt with by a commission. The King shall issue regulations relating to the composition of the commission and its procedures, as well as provisions regarding the handling of administrative appeal. Decisions made by the administrative appeal body may be brought straight before the district or city court, within two months of the party in question having been notified of the decision by summons. Claims upheld by the commission or the administrative appeal body are grounds for enforcement of distraint after the expiry of the time limit for lodging a complaint or the time limit given in the second paragraph. The administrative appeal body may grant reinstatement where the deadline in the second paragraph is exceeded, pursuant to the provisions of Section 31 of the Public Administration Act. Decisions made by the administrative appeal body regarding the question of reinstatement may be appealed to the district or city court. Chapter 9 Special requirements to safety Section 9-1 Safety The petroleum activities shall be conducted in such manner as to enable a high level of safety to be maintained and further developed in accordance with the technological development. Section 9-2 Emergency preparedness The licensee and other participants in the petroleum activities shall at all times maintain efficient emergency preparedness with a view to dealing with accidents and emergencies which may lead to loss of lives or personal injuries, pollution or major damage to property. The licensee shall see to it that necessary measures are taken to prevent or reduce harmful effects, including the measures required in order, to the extent possible, to return the environment to the condition it had before the accident occurred. The Ministry may issue rules about such emergency preparedness and such measures, and may in this connection order co-operation between several licensees in matters of emergency preparedness. In the event of accidents and emergencies as mentioned in first paragraph, the Ministry may decide that other parties shall make available necessary contingency resources for the account of a licensee. The Ministry may also for the account of the licensee take measures to obtain the necessary additional resources in other ways. The rules of Act of 15 December 1950 No. 7 relating to special measures in time of war, threat of war and similar circumstances, Chapter V, relating to compulsory surrender to the public authorities, shall apply correspondingly to the extent they are suitable. Section 9-3 Safety zones etc. Around and above facilities, with the exception of subsea facilities, pipelines and cables, there shall be a safety zone. Around and above subsea facilities there may be established a safety zone. In addition to or in the place of a safety zone, there may be established an area with prohibition against anchoring and fishing. In the event of accidents and emergencies the Ministry may establish or extend safety zones or areas with prohibition against anchoring and fishing. The extent of zones and areas as mentioned in the first to the fourth sentence shall be determined by the King. The King may decide that a safety zone shall extend across the border line onto the continental shelf of another state. Furthermore, the King may decide that there shall be a safety zone on the Norwegian continental shelf even if the facility in question is located outside the Norwegian continental shelf. The Ministry may decide that a zone corresponding to the safety zone shall be established in reasonable time prior to the placing of facilities as mentioned in first paragraph. The Ministry may decide that there shall be a safety zone or an area with prohibition against anchoring and fishing around and above abandoned or dumped facilities, or parts or such facilities. Unauthorised vessels, hovercrafts, aircrafts, fishing gear or other objects must not be present in zones as mentioned in the first, second, third and fourth paragraphs. If fishing can take place in the zone or in parts of the zone without threatening safety or interfering with the exercise of the petroleum activities, the Ministry may nevertheless decide that such fishing can take place. The Ministry may issue such regulations as are considered necessary to secure access for facilities as mentioned in the first paragraph to zones as mentioned in the third paragraph. The King may, with a view to safety considerations, stipulate further provisions relating to limitations in the right to anchoring and fishing in areas where there is development or operation of petroleum deposits or pipelines. This section is not applicable to facilities onshore or on seabed subject to private property rights. Section 9-4 Suspension of the petroleum activities etc. In the event of accidents and emergencies as mentioned in Section 9-2, the licensee or anyone else responsible for the operation and use of the facility shall, to the extent necessary, suspend the petroleum activities for as long as the requirement to prudent operations warrants such suspension. When special reasons exist, the Ministry may order the petroleum activities to be suspended to the extent necessary, or impose particular conditions to allow continuation of the activities. When a decision as mentioned in the second paragraph is based on circumstances not caused by the licensee, the Ministry may, upon application, extend the period of time for which the license applies and, to a reasonable extent, mitigate the obligations resting on the licensee. Section 9-5 Requirements to safety documentation If the licensee decides to prepare plans with a view to approval or license according to Sections 4-2 or 4-3, such plans and the licensee's documentation for implementation of this work shall be submitted to the Ministry as a part of the regulatory safety supervision. Section 9-6 Qualifications The licensee and other persons engaged in petroleum activities shall possess the necessary qualifications to perform the work in a prudent manner. Training shall be given to the extent necessary. In addition the licensee shall see to it that anyone carrying out work for him complies with the provisions contained in the first paragraph. Chapter 10 General provisions

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Section 10-1 Requirements to prudent petroleum activities Petroleum activities according to this Act shall be conducted in a prudent manner and in accordance with applicable legislation and recognised standards for such petroleum activities. The petroleum activities shall take due account of the safety of personnel, the environment and of the financial values which the facilities and vessels represent, including also operational availability. The petroleum activities must not unnecessarily or to an unreasonable extent impede or obstruct shipping, fishing, aviation or other activities, or cause damage or threat of damage to pipelines, cables or other subsea facilities. All reasonable precautions shall be taken to prevent damage to animal life and vegetation in the sea, relics of the past on the sea bed and to prevent pollution and littering of the seabed, its subsoil, the sea, the atmosphere or onshore. Section 10-2 Management of the petroleum activities, bases etc. The licensee shall have an organisation which is capable of managing independently the petroleum activities from Norway. To achieve this, the Ministry may stipulate specific requirements in respect of the organisation and the capital of the company. The licensee shall see to it that the circumstances permit trade union activities to take place among his own employees and the personnel of contractors and sub-contractors in accordance with Norwegian practice. The petroleum activities shall be conducted from a base in Norway. The licensee may be ordered to use bases designated by the Ministry. Section 10-3 Regulatory supervision of the petroleum activities The Ministry carries out regulatory supervision to see that the provisions laid down in or pursuant to this Act are complied with by all who carry out petroleum activities comprised by the Act. The Ministry may issue such orders as are necessary for the implementation of the provisions laid down in or pursuant to this Act. The Ministry may, when it is considered necessary, order a vessel or a mobile facility or part of a facility to be brought to a Norwegian port or to another place. Expenses related to the regulatory supervision may be required to be covered by the licensee or by the party which the supervision in each case is directed at or where it takes place. Section 10-4 Material and information concerning the petroleum activities Material and information which the licensee, operator, contractor etc. possesses or prepares in connection with planning and implementation of petroleum activities pursuant to this Act shall be available in Norway and may be required to be submitted free of charge to the Ministry or to anyone designated by the Ministry. Such material and information shall be submitted in a format decided by the Ministry to the extent this is deemed reasonable. In this connection, the Ministry may also require analyses and studies to be carried out. When a production license is surrendered, the operator takes over the responsibility for material and informationrelating to the surrendered production license according to this provision. The King shall issue more specific rules relating to what material shall be available to the authorities and what material may be required to be submitted, as well as what information shall be given to public authorities prior to the commencement of the petroleum activities and after they have been started. Information which has been provided to the authorities may, in accordance with further provisions issued by the Ministry, be used for the preparation of overview maps and for statistical purposes, among others by the Central Bureau of Statistics of Norway. Section 10-5 Agreements between affiliated companies The Ministry may, when particular reasons so warrant, consent to the licensee entering into an agreement which authorises a parent company or a company with which the licensee is affiliated in a similar manner, to undertake the activities on behalf of the licensee. It shall be set as a condition for the abovementioned consent that the arrangement will not result in less tax revenues to Norway. Section 10-6 Obligation to comply with the Act and to see to it that provisions are complied with The licensee and other persons engaged in petroleum activities comprised by this Act are obliged to comply with the Act, regulations and individual administrative decisions issued by virtue of the Act through the implementation of necessary systematic measures. In addition the licensee shall see to it that anyone performing work for him, either personally, through employees or through contractors or subcontractors, shall comply with the provisions laid down in or pursuant to the Act. Section 10-7 Security Upon granting a license and subsequently, the Ministry may decide that the licensee shall provide such security as approved by the Ministry for fulfilment of the obligations which the licensee has undertaken, as well as for possible liability in connection with the petroleum activities. This shall apply correspondingly to any other responsible party according to Chapter 5. Section 10-8 Responsibility for commitments Licensees who jointly hold a license are jointly and severally responsible to the state for financial obligations arising out of petroleum activities pursuant to the license. Section 10-9 Liability for damage caused If liability in respect of a third party is incurred by anyone undertaking tasks for a licensee, the licensee shall be liable for damages to the same extent as, and jointly and severally with, the perpetrator and, if applicable, his employer. Liability for pollution damage is governed by the rules of Chapter 7. Section 10-10 Commission of inquiry If a serious accident has occurred in connection with petroleum activities comprised by this Act, the Ministry may appoint a special commission of inquiry. The same applies to incidents in the activities which have led to serious danger of loss of life or major damage to property or pollution of the marine environment. The members of the commission shall represent sufficient legal, nautical and technical expertise. The chairman shall satisfy the criteria for being a judge of the supreme court. The commission of inquiry may require the licensee and other parties involved in the accident or incident to provide the commission with information which may be relevant to the investigation, and that they shall make available documents, facilities and other objects at a place where it is suitable for the investigation to take place. The licensee may be required to cover the costs in connection with the work of the commission of inquiry. The rules of the Maritime Act relating to maritime declaration and regulations issued pursuant to Section 485 of the Maritime Act apply correspondingly to the extent they are suitable. Section 10-11 Training The King may issue rules relating to the licensees' obligation to undertake training of civil servants. Section 10-12 Transfer etc. Transfer of a license or participating interest in a license for petroleum activities may not take place without the approval of the Ministry. The same applies to other direct or indirect transfer of interest or participation in the license, including, inter alia, assignment of shareholdings and other ownership shares which may provide decisive control of a licensee possessing a participating interest in a license. Transfer of a group of licensees' right of ownership to fixed facilities may not take place without the approval of the Ministry. The same applies to establishing a mortgage in a facility which in accordance with a license under this Act has been placed onshore or on seabed subject to private property rights. The Ministry may in special cases decide that a fee shall be paid for the transfer. Section 10-13 Revocation In the event of serious or repeated violations of this Act, regulations issued pursuant hereto, stipulated conditions or orders issued, the King may revoke a license granted pursuant to this Act. If an application for a license contains incorrect information, or if information of significance has been withheld, and it must be assumed that the license would not have been granted had correct or complete information been available, the license may be revoked in relation to the licensee concerned. A license may be revoked if the security which the licensee is obliged to provide pursuant to Section 10-7 has become significantly weakened, or if the company or other association holding the license is dissolved or enters into debt settlement proceedings or bankruptcy proceedings. Section 10-14 Consequences of revocation, surrender of rights or lapse for other reasons

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Revocation of a license, surrender of rights or lapse of rights for other reasons do not entail release from the financial obligations which follow from this Act, regulations issued pursuant hereto or specific conditions. If a work obligation or other obligation has not been fulfilled, the Ministry may demand payment, in full or in part, of the amount which fulfilment of the obligation would have cost. The amount shall be stipulated by the Ministry with binding effect. Section 10-15 Immunity etc. for civil servants of other states The King may, notwithstanding of Norwegian law, grant to civil servants of other states immunity and special privileges in connection with measures to prevent and take action against illegal acts representing a safety threat to the petroleum activities. Section 10-16 Enforcement measures With regard to orders issued in or pursuant to this Act, the authority which has issued the order may stipulate a current fine for each day that passes after expiry of the time limit set for implementation of the order, until it has been complied with. Notice of a fine shall be given by registered letter or by another equally reliable method. An order to pay a fine is regarded as grounds for enforcement of distraint. The King may waive an imposed fine when this is considered reasonable. In the event of serious or repeated violations of acts and regulations, stipulated conditions or orders issued, the Ministry may impose a temporary suspension of the activities. The Ministry may initiate necessary measures for the account and risk of the licensee if orders are not complied with. The costs of such measures are grounds for enforcement of distraint. A vessel or aircraft which violates provisions or orders issued in or pursuant to this Act may be instructed, expelled or seized and brought to a Norwegian port. Section 10-17 Penal provisions Wilful or negligent violation of provisions or decisions issued in or pursuant to this Act shall be punishable by fines or imprisonment for up to 3 months. In particularly aggravating circumstances, imprisonment for up to 2 years may be imposed. Complicity is punishable in the same way. These provisions shall not apply if the violation is subject to a more severe penalty under any other statutory provision. Section 10-18 Authority to issue regulations and stipulate conditions The King may issue regulations to supplement and implement this Act, including, inter alia, provisions relating to working conditions, confidentiality and relating to the licensee's obligation to make information on the activities pursuant to the Act available to the public. The King may also issue regulations relating to duty to provide information for the fulfilment of Norway's obligations pursuant to the EEA agreement. In connection with individual administrative decisions, other conditions than those mentioned in this Act may be stipulated, when they are naturally linked with the measures or the activities to which the individual administrative decision relates.

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Annexe n°2 Safety decree. REGULATIONS RELATING TO SAFETY IN THE PETROLEUM ACTIVITIES Laid down by Royal Decree 27 June 1997 pursuant to Act 29 November 1996 n°72 relating to petroleum activities, section 10-18. CONTENTS CHAPTER I INTRODUCTORY PROVISIONS Section 1 Purpose Section 2 Scope Section 3 Definitions Section 4 Entry into force etc CHAPTER II GENERAL PROVISIONS Section 5 Responsibilities pursuant to these regulations Section 6 Supervisory authorities, authority to make individual administrative decisions and issue regulations etc. Section 7 Exemptions Section 8 Training of public employees CHAPTER III MANAGEMENT AND CONTROL Section 9 Safe activities Section 10 Safety principles for the design and operation of facilities Section 11 Safety objectives Section 12 Specific requirements to safety Section 13 Organisation, personnel qualifications and training Section 14 Analyses and follow-up of circumstances of significance to safety Section 15 Applications for consent Section 16 Use of the Norwegian language Section 17 Registration and follow-up of incidents and damage Section 18 Environmental data Section 19 Verifications CHAPTER IV DOCUMENTATION Section 20 General requirements to documentation Section 21 Documentation during early phases Section 22 Plan for development and operation of petroleum deposits and Plan for installation and operation of facilities for transport and utilisation of petroleum Section 23 Contents of applications for consent Section 24 Announcements on the placing of a facilities Section 25 Organisation plans Section 26 Emergency preparedness plans Section 27 Notification and reporting of incidents and damage Section 28 Reporting and availability of environmental data CHAPTER V TECHNICAL PROVISIONS Section 29 Facilities Section 30 Communication systems Section 31 Identification and marking etc Section 32 Instrumentation for registration of data Section 33 Particular requirements to subsea facilities and pipeline systems Section 34 Placing of facilities, choice of routes Section 35 Vessels participating in the petroleum activities CHAPTER VI OPERATIONAL PROVISIONS Section 36 Installation and operation of facilities and vessels Section 37 Stays on facilities Section 38 Emergency preparedness establishment and co-operation Section 39 Safety manning during industrial disputes Section 40 Communication Section 41 Arrangement for transportation, marking of equipment and cargo Section 42 Use of materials, hazardous substances Section 43 Matters of health CHAPTER I INTRODUCTORY PROVISIONS Section 1 Purpose The purpose of these regulations is: a) Promote a high level of safety so that considerations to personnel, health and hygienic conditions the environment and the economic values which facilities and

vessels represent, including operational availability, are duly taken into account, and which is in accordance with the technological development at all times; b) ensure that the employees have a fully satisfactory health service; c) ensure that the licensee and other participants execute the petroleum activities in a systematic and verifiable manner, with a clear understanding of own responsibility and own duties; d) provide opportunity for employees and their elected representatives to participate in matters of importance to safety at the workplace;

e) provide for a comprehensive and co-ordinated regulatory supervision of the petroleum activities. Section 2 Scope These regulations shall be applicable to safety in the petroleum activities as mentioned in Act 29 November 1996 n° 72 relating to petroleum activities, section 1-4, however not to production and transportation of subsea petroleum deposits on the land territory or seabed subject to private property rights. Section 3 Definitions The Act: Act 29 November 1996 n° 72 relating to petroleum activities The Ministry: The Royal Ministry of Local Government and Labour or anyone authorised by that ministry. Section 4 Entry into force etc 1. These regulations enter into force 1 July 1997. 2. As from the same date, the following shall be repealed: a) Regulations relating to safety, etc to Act 22 March 1985 n° 11 relating to petroleum activities, Royal Decree 28 June 1985.

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b) Regulations relating to safety manning in the event of an industrial dispute on the Norwegian continental shelf, issued by the Ministry of Local Government and Labour 19 March 1982. 3. Regulations and individual administrative decisions issued pursuant to regulations mentioned in this section subsection 2, shall remain in force until they are repealed or amended by the Ministry of Local Government and Labour, the Norwegian Petroleum Directorate, the Ministry of Health and Social Affairs or the Norwegian Board of Health within their respective sphere of authority. CHAPTER II GENERAL PROVISIONS Section 5 Responsibilities pursuant to these regulations The licensee and others who participate in petroleum activities pursuant to these regulations section 2, shall ensure that provisions contained in or issued pursuant to these regulations are complied with. Furthermore, the licensee is obliged to see to it that anyone performing work for him, either personally, through employees or through contractor or subcontractor, complies with provisions contained in or issued pursuant to these regulations. Section 6 Supervisory authorities, authority to make individual administrative decisions and issue regulations etc. The Ministry of Local Government and Labour and the Ministry of Health and Social Affairs, or anyone authorised by the said ministries, shall within their respective spheres of authority, supervise that provisions contained in or issued pursuant to these regulations are complied with. The Ministry shall co-ordinate the supervision pursuant to these regulations. Public authorities as mentioned in the first paragraph may within their respective spheres of authority issue the regulations and make the individual administrative decisions as are necessary in order to implement provisions stipulated in or given pursuant to these regulations. In connection with individual administrative decisions there may be stipulated conditions. Consent, orders and other individual administrative decisions shall be given in writing and shall normally be addressed to the operator. A time limit shall be stipulated as to when an order shall be complied with. The safety delegates and elected representatives of the employees shall be informed of the individual administrative decisions that are made. The licensee shall arrange for transport of representatives for the authorities to and from facilities and vessels which are taking part in the petroleum activities, and the stay on board. The expenses in connection with transport and stay on board shall be covered by the licensee. Section 7 Exemptions The Ministry of Local Government and Labour and the Ministry of Health and Social Affairs, or anyone authorised by the said ministries, may within their respective spheres of authority grant exemption from these regulations if this is necessary or reasonable for particular reasons. Exemptions shall be given in writing. Section 8 Training of public employees The licensee may be ordered to provide training of employees of the Ministry, the Norwegian Petroleum Directorate or other Norwegian authorities. The training shall be carried out as further agreed. The Ministry may impose on the licensee to make provision for teachers teaching petroleum related subjects in Norwegian educational institutions to gain practical work experience from the licensee's offices, installations and facilities. CHAPTER 3 MANAGEMENT AND CONTROL Section 9 Safe activities Safety in the petroleum activities shall be satisfactory on the basis of an individual as well as a total evaluation of factors of significance to the safety of personnel, their health, the environment and the economic values which the facilities and vessels represent, including also operational availability. The level of safety shall be concurrent with the technological development in society at all times. Risk in petroleum activities shall be reduced as far as practically feasible. Section 10 Safety principles for the design and operation of facilities. Facilities shall be designed and equipped in such a way that no single failure shall lead to unacceptable hazards and emergencies. This also applies during installation, operation and disposal, and, if applicable, removal which is not comprised by a decision relating to disposal according to section 5-3 of the Act, and to activities entailing the use of vessels in the petroleum activities. Where this is not practically feasible, technical, operational or contingency measures shall be taken to meet the identified hazards and emergencies. In the implementation of measures, the following shall apply to the extent it is practically feasible: a) Measures to reduce the probability that such failure or accidental event will occur, shall be given priority over measures to reduce the consequences of it occurring. b) Technical measures shall be given priority over operational or contingency measures. c) Collective protective measures shall be given priority over individual protective measures. Section 11 Safety objectives The licensee establish overall safety objectives for the total petroleum activities. The licensee and other participants shall establish safety objectives for the specific phase or activity in the petroleum activities. In order to ensure that overall considerations are taken into account, the licensee shall ensure conformity between his own objectives and objectives established by the individual participant. Section 12 Specific requirements to safety The licensee shall establish overall safety requirements for the total petroleum activities, based on the requirements stipulated in or given pursuant to these regulations and safety objectives established according to section 11 of these regulations. The licensee and other participants establish specific safety requirements in respect of the relevant phase or activity in the petroleum activities, based on the requirements of these regulations and safety objectives established according to section 11 of these regulations. Specific safety requirements shall be founded on a clearly defined basis and shall be incorporated as part of the regulatory documents governing the activities. The requirements shall serve as basis for decisions and for verifications and deviation procedures subsequently carried out. In order to ensure that overall considerations are taken into account, the licensee shall ensure conformity between his own specific requirements and specific requirements established by the individual participant in the petroleum activities. Section 13 Organisation, personnel qualifications and training The licensee shall have an organisation in Norway which on an independent basis is capable of assessing whether the petroleum activities are carried out safely. Everyone who participates in the petroleum activities shall be qualified and trained for safe performance of work they have been assigned to.

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Criteria shall be established to enable determination of which job categories are of significance to safety, and qualification requirements for such jobs shall be established. The Ministry may stipulate further requirements to qualifications for all who take part in the petroleum activities. Section 14 Analyses and follow-up of circumstances of significance to safety Analyses that are necessary in order to identify circumstances of significance to safety in connection with facilities, as well as installation, operation and disposal, and, if applicable, removal which is not comprised by a decision relating to disposal according to Section 5-3 of the Act, shall be planned and implemented in a controlled and comprehensive manner. The results from the analyses shall be used with a view to reducing risk as far as this is practically feasible. Use of results from risk analyses that have been carried out shall be included as an integral part of the planning and decision making processes of the enterprise. The licensee shall identify location and activity related circumstances which are of particular significance to safety. The licensee shall select facilities and vessels that are able to operate safely under these circumstances. Section 15 Applications for consent The operator shall obtain the consent of the ministry before: a) Any exploration is undertaken which will entail drilling to a depth more than 25 meters below the seabed. b) Exploration drilling is undertaken. c) Manned underwater operations are undertaken. d) Facilities or parts thereof are put into service. e) Major rebuilding of a facility is undertaken, or a major change in the purpose for its operation. f) Disposal of facilities, if applicable removal or relocation of a facility which is not comprised by a decision relating to disposal according to section 5-3 of the Act. g) Removal of a vessel which is of major importance to safety in the petroleum activities. The Ministry may decide that the operator shall obtain consent before vessels are put into service for the purpose of safety in the petroleum activities. Section 16 Use of the Norwegian language The Norwegian language should be used to the greatest extent possible in the petroleum activities. Other languages may be used when necessary or reasonable for the implementation of the petroleum activities and provided it is not detrimental to safety. Section 17 Registration and follow-up of incidents and damage To promote safety in the petroleum activities, every incident or damage of significance shall be registered and followed up. The same applies to every serious case which could develop into such incident or damage. When the petroleum activities are carried out by means of other participants, the licensee shall ensure that he receives information concerning such incidents or damage, or such hazards, from the said participants. Section 18 Environmental data For the purpose of planning and implementation of petroleum activities, necessary environmental data shall be available. If environmental data are not available, the licensee shall take necessary measures to provide such data prior to starting such activities. Section 19 Verifications The licensee and others who participate in the petroleum activities, shall provide objective proof that specified requirements according to section 12 of these regulations, have been complied with. Verifications according to the first paragraph shall be carried out in all phases of the petroleum activities and shall be implemented according to an overall and clearly defined verification programme and verification basis. As regards the organising and reporting, there shall be independence in organisation between those who carry out the work, and those who are responsible for the verification. The licensee shall establish the verification basis for the total petroleum activities, where an evaluation of the extent, the method and independence of the verification has been carried out. The licensee shall furthermore carry out an overall evaluation of the results of verifications that have been carried out. The Ministry may impose on the licensee to have verifications carried out on the licensees behalf, or, if applicable, carried out by the licensee himself. CHAPTER IV DOCUMENTATION Section 20 General requirements to documentation Material and information necessary to be able to ensure and document safe conduct of the petroleum activities, shall be prepared, stored and made available to the authorities as mentioned in Section 6 of these regulations. Existing documentation, including maritime certificates issued by Norwegian or foreign flag state authorities, may be used as basis for documentation of compliance with requirements stipulated in or pursuant to these regulations. The Ministry of Local Government and Labour, the Ministry of Health and Social Affairs or anyone authorised by them may, within their respective sphere of authority, issue further provisions relating to material and information necessary to carry out regulatory supervision of the petroleum activities, including provisions on contents, extent, type, format and time for submitting such documentation. Section 21 Documentation during early phases Plans and documentation which the licensee shall submit to the Ministry according to the Act section 9-5, shall contain a description of the intended organisation, management and implementation of the work, as well as information with regard to competence required for the implementation of the work. If the licensee, for the implementation of the petroleum activities, plans to use a facility which entirely or in part is completed in engineering or fabrication, information must in addition be supplied with regard to what activities will be initiated in order to qualify the facility for use in the petroleum activities. Section 22 Plan for development and operation of petroleum deposits and Plan for installation and operation of facilities for transport and utilisation of petroleum The licensee shall, in addition to the documentation that follows from the Act, sections 4-2 and 4-3, present an overall description and evaluation of safety related aspects. Description of safety related aspects in the plans shall, inter alia, give an overall description of: a) Management systems of the project. b) Goals and acceptance criteria for risk established for the petroleum activities. c) Safety related evaluations in connection with field development concept. d) Safety related evaluations in connection with operation and maintenance. e) Safety zones in connection with development and operation of petroleum deposits. f) Description of technical solutions, including solutions intended to minimise environmentally harmful discharges and emissions. g) Information on how a facility may be decommissioned and disposed of when the petroleum activities have ceased. h) Other matters of importance to safety. i) Other information required according to regulations to Act 29 November 1996 n° 72 relating to petroleum activities, sections 21 and 29. Section 23 Contents of applications for consent

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An application for consent according to Section 15 of these regulations shall as a rule contain: a) Information as to which consent is being applied for, and which activities are comprised by the application. b) An overview of the rules and regulation on which implementation of the activities are based; c) Document references and an overview of regulatory documents governing the petroleum activities. d) Description of activities and progress schedule. e) A description of management systems established according to regulations of 27 June 1997 relating to management systems for compliance with statutory requirements in relation to safety, working environment and protection of the external environment in the petroleum activities. f) A description of the safety related evaluations which have been carried out, and of measures to be initiated as a result of these evaluations. g) A description of how verification has been carried out. h) Applications, if any, for exemption from regulation requirements. Section 24 Announcement on the placing of a facilities The operator shall see to it that public announcements relating to the placing of facilities are published in 'Etterretninger for Sjøfarende' ('Notifications to Seafarers') and in the publications of the fishing industry, well in advance of the actual time of placing. The operator shall in the same manner give notice of removal or relocation of facilities. Positions shall be given in relation to internationally recognised reference systems. When anchors are used, the distance from the facility shall be publicly announced in the same manner. Section 25 Organisation plans The licensee shall prepare overall organisation plans for the relevant phase of the petroleum activities. The organisation plans shall, inter alia, describe functions, responsibilities and reporting hierarchy and the relevant areas of work in respect of the individual enterprise, as well as between each enterprise and the licensee's own organisation. The licensee and other participants in the petroleum activities shall prepare detailed organisation plans for the relevant phase and activity in the petroleum activities. Safety manning agreed according to section 39 of these regulations, shall appear from the organisation plan. The Ministry may require changes to be made in the organisation plan, and may through regulations or individual administrative decisions establish the composition and number of personnel. Section 26 Emergency preparedness plans Emergency preparedness to enable handling of emergencies and accidents according to section 9-2 of the Act, shall be documented by an emergency preparedness plan. The plan shall be kept up to date and shall be made known to the participants and authorities concerned. The Ministry shall be notified when exercises of a more comprehensive nature are to be arranged. Section 27 Notification and reporting of incidents and damage Personal injuries, other damage or incidents of significance to safety, and every serious case which could develop into such incidents or damage, shall at once be reported to the Ministry. A written report relating to the causes of such incident or damage, or the danger thereof, shall as soon as possible be submitted to the Ministry. The Ministry shall also be notified of reparation of damage. The operator shall ensure that there are established routines for co-ordinated notification and reporting to the Ministry. Section 28 Reporting and availability of environmental data The Ministry may impose on the licensee to collect, store, process and report data relating on the environment, including waves, wind, current etc. of significance to safety in the implementation of petroleum activities. Reported data shall be publicly available. CHAPTER V TECHNICAL PROVISIONS Section 29 Facilities The design, engineering and construction of facilities shall be such as to enable safe and proper installation, operation and disposal, and, if applicable, removal, when it is not comprised by a decision relating to disposal according to section 5-3 of the Act. In the design of facilities, special emphasis shall be given to separating areas with drilling equipment, production equipment and auxiliary systems from areas used for recreational purposes and accommodation, including also sick bay. The capacity of living quarters shall commensurate with the requirements for personnel. Facilities shall be classified with respect to danger of fire and explosion, and be divided into zones according to degree of danger. Facilities shall be designed and equipped with necessary protective systems, safety and support systems, emergency preparedness equipment etc. When necessary it shall be possible to shut of the risers from the pipeline system. Equipment for transfer of personnel or cargo, as well as landing areas for cargo and helicopters, shall be designed and constructed so that it can be used in a safe manner. In the planning of new facilities and new equipment, and when modifying existing facilities and equipment, the safety level shall be concurrent with the technological development. Section 30 Communication systems Facilities shall have equipment for internal communication, as well as external communication to land and to vessels and crafts, including aircraft, so that installation, operation and disposal, and, if applicable, removal, when it is not comprised by a decision relating to disposal according to section 5-3 of the Act, can take place in a safe manner. Section 31 Identification and marking etc. Facilities shall be marked so that they easily can be identified from vessels as well as aircraft. Facilities shall be equipped with sound and light signals as well as an electronic positioning systems, and they shall be clearly visible in daylight and in darkness. Subsea facilities or facilities which have fallen into disuse, are abandoned or taken out of service, shall be marked to the extent necessary. Section 32 Instrumentation for registration of data Facilities shall, according to further provisions by the Ministry, be equipped with instruments for registration of data that may be of importance to ensure safe implementation of the petroleum activities The Ministry may impose on the licensee to cover the expenses for such instrumentation and the maintenance thereof, as well as work in connection with registration, processing and reporting of collected data. Section 33 Particular requirements to subsea facilities and pipeline systems.

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Subsea facilities and pipeline systems shall, in addition to the requirements ensuing from section 29 of these regulations, be designed and installed in such way that the facilities will not cause damage to fishing equipment, and that they do not constitute an unreasonable obstacle to fishing activities. Section 34 Placing of facilities, choice of routes Facilities shall be placed at a safe distance from other facilities and from objects such as lighthouses, navigation marks, cables, pipelines etc. In the choice of location for the placement of pipelines, including choice of routes, factors which may be of significance to safety during installation, operation and disposal, and, if applicable, removal, when it is not comprised by a decision relating to disposal according to section 5-3 of the Act, shall be mapped out and followed up. When crossing other pipelines, cables or lines of any kind, the procedure shall in each instance be agreed with the owners and be submitted to the Ministry. Section 35 Vessels participating in the petroleum activities The Ministry may stipulate further requirements for the functions provided by vessels in the petroleum activities. CHAPTER VI OPERATIONAL PROVISIONS VI-I General Section 36 Installation and operation of facilities and vessels Facilities shall be suitable for the intended use and the installation, operation and disposal, and, if applicable, removal, when it is not comprised by a decision relating to disposal according to section 5-3 of the Act, of facilities shall be carried out in a safe manner, in accordance with the basic assumptions made during planning, engineering and construction. Facilities shall be manned so that they are safe during normal operations, as well as in an emergency preparedness situation. The safety of the individual person shall be taken into account, and each individual shall be informed of matters of importance to safety at the workplace. In areas where drift of facilities or vessels may represent a danger, it shall be possible to control the drift. A plan for control of drift shall be prepared. The Ministry may stipulate further requirements for the operation of vessels within the functions provided by vessels in the petroleum activities. Section 37 Stays on facilities None other than those working on a facilities shall be allowed access to them without permission from the operator or the one authorised. All persons on facilities or vessels participating in the petroleum activities shall be given sufficient information about rules applicable to stays on facilities, including training and practice in dealing with emergency preparedness situations. It must be followed up that all persons staying on facilities, exercise caution with regard to anything that may cause fire. Lists shall be kept at all times of every person staying on, or being on the way to or from facilities or vessels which are taking part in the petroleum activities. The Ministry may stipulate the total number of persons who are permitted to stay on facilities when such facilities takes part in the petroleum activities. In particular cases the Ministry may prohibit visits. Section 38 Establishing of and co-operation on emergency preparedness Emergency preparedness with a view to dealing with accidents and emergencies as mentioned in section 9-2 of the Act, shall be established and further developed. When several facilities or vessels are in use concurrently, the licensee shall ensure necessary co-ordination of the emergency preparedness between these facilities or vessels. Licensees shall, to the extent necessary, co-operate with other participants in the petroleum activities, including the licensees of other licences, in order to achieve the necessary emergency preparedness. The emergency preparedness measures of the licensee shall be suitable to be co-ordinated with public emergency preparedness resources. When warranted for particular reasons, the Ministry may issue orders and stipulate conditions for such co-operation, including that the licensee shall participate in the financing of the emergency preparedness. The Ministry may require that standby vessels or aircraft shall be stationed by facilities or vessels engaged in the petroleum activities. The Ministry may stipulate requirements regarding the functions the standby vessels or aircraft shall be capable of providing. Section 39 Safety manning during industrial disputes The employees have a duty to participate in necessary safety work according to agreement before any cease of work takes effect. Necessary measures shall be implemented to maintain a satisfactory level of safety. Agreements with regard to safety manning in the event of an industrial dispute shall be entered into with the organisation of the employees. Such agreements shall state: a) Procedures for establishing the safety manning, b) What functions and positions that are to be included in the safety manning, c) What constitutes safety work. Section 40 Communication Communication shall take place in a safe and systematic manner. With regard to communication tasks of particular importance to safety, necessary documentation shall be available which shows that the tasks are carried out in a safe manner. Section 41 Arrangements for transportation, marking of equipment and cargo The licensee shall arrange for transportation of personnel and cargo which ensures that installation, operation and disposal, and, if applicable, removal, when it is not comprised by a decision relating to disposal according to section 5-3 of the Act, or operation of a vessel taking part in the petroleum activities, can be carried out in a safe and proper manner Transportation systems shall be arranged so as to enable such systems to be co-ordinated with emergency preparedness established according to Section 38 of these regulations. Cargo and equipment transported or used for transportation to or from a facility, or vessels taking part in the petroleum activities, shall be clearly marked with the name of the owner, name of the facility or vessel and, if applicable, the designation of the borehole. Anchoring and marking buoys shall be correspondingly marked. Section 42 Use of materials, hazardous substances Fabrication or selection of materials, including chemicals, inflammable and explosive goods, radioactive materials and construction materials, as well as storage, use and removal of such materials, shall be organised in an appropriate manner. When selecting materials and chemicals, those that are the least health hazardous and the safest in use shall be chosen, in order that the risk to people, to the environment and to the facility is minimised as far as possible. Possibilities for recycling of materials and chemicals shall be given due consideration. VI-II Particular requirements to health related aspects Section 43 Health related aspects Health related aspects shall be provided for in an appropriate manner. Health related aspects comprise: health service, preparedness relating to health care and health services, transport of sick and injured persons, hygienic aspects, supply of potable water, the production and delivery of foods, and other aspects of significance to health and hygiene. Health related aspects also comprise requirements

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relating to employees' health, as well as qualification requirements applicable to personnel and the training of personnel in order to make sure that the abovementioned aspects have been accommodated.

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COMMENTS TO Regulations relating to safety in the petroleum activities Re section 1 Purpose This section expresses the ideal purpose of these regulations. The section represents a continuation of the goals which have been fundamental to safety in the petroleum activities and the principles contained in the Act. The safety standard of the activities must be under continuous consideration with a view to improvement, cf. the other safety provisions contained in these regulations, which constitute the framework for assessment of safety standards. Measures which have to be implemented to ensure a satisfactory safety level, must otherwise be seen in relation to and be adjusted in step with the technological development taking place in society within sound technical and economic limits frames for the individual enterprise. The term operational availability used in litera a of this section means measures to maintain production and transport regularity, cf the legal history of the new Act, Proposition to the Odelsting (Ot prp) n° 43 (1995-96). This section litera d establishes that the level of safety in the activities shall be established, maintained and further developed in co-operation with the employees and their elected representatives, cf the framework of employee participation under the working environment legislation. Re section 2 Scope These regulations are limited in relation to the extended scope of application of the Act which includes production activities on or from land. The delimitation between these regulations and contiguous legislation on land is consequently carried forward unchanged. Reference is moreover made to the legal history of the Act Section 1-4, Proposition to the Odelsting (Ot prp) n° 43 (1995-96) and Recommendation to the Odelsting (Innst O) n° 7 (1996-97), which provide further elaboration on the understanding of the scope of application of the Act. Re section 3 Definitions Reference is made to the Act section 1-6, where a number of central terms are defined, such as licensee, operator, petroleum activities. These definitions are also applicable to these regulations and have not been repeated here. This means, inter alia, that when the term 'facility' is used in these regulations, this comprises 'installation, plant and other equipment for petroleum activities, however not supply and support vessels or ships that transport petroleum in bulk. Facility also comprises pipeline and cable unless otherwise provided'. According to chapter 5 of the Act, disposal may for example be further use in petroleum activities, other uses, complete or part removal or abandonment, cf Proposition to the Odelsting (Ot prp) n°4 (1995-96). Re section 4 Entry into force etc No comments. Re section 5 Responsibility pursuant to these regulations These regulations are addressed at the same obligated parties as the Act, cf the Act section 10-6. The provisions of these regulations have in general been formulated neutrally for the purpose of demonstrating that the individual participants have an independent responsibility in respect of the activity being carried out. The Ministry has in the first paragraph of this section used the word 'ensure' in order to demonstrate that it is a question of an active follow-up duty, in contrast to the follow-up responsibility, or the 'see to it that - responsibility' which the licensee has according to the Act section 10-6, second paragraph. With regard to management system requirements, reference is made to Regulations 27 June 1997 relating to management systems for compliance with statutory requirements in relation to safety, working environment and protection of the external environment in the petroleum activities. The term 'others who participate in petroleum activities' means all who take part in petroleum activities without being a licensee. This may for example be the owner and user of facilities and equipment, or those who provide services in connection with the petroleum activities. The first paragraph thus includes the licensee, the operator, the contractor, other owners, the lessor of equipment etc., other employers and employees. Within the sphere of the health authorities, the health service is equally a central participant. Medical practitioners have the duties that follow from the regulations at all times applicable relating to health requirements for persons working in the petroleum activities. The second paragraph of this section imposes on the licensee a particular follow-up duty, which follows from the Act Section 10-6 second paragraph. Through the production licence the licensee has been given rights and the overall responsibility in connection with the implementation of the petroleum activities. In addition it is the licensee who has direct management and control with regard to other participants and the activities they exercise within the petroleum activities as a whole. The obligation of the licensee’s to see to it' in this context means a duty to follow up, through the establishment of management systems and through supervision, to see that these participants comply with the applicable regulatory requirements. The obligation 'to see to it' entails, inter alia, that the licensee must control that all participants are competent and qualified to conduct petroleum activities. Such control must be carried out before as well as during entry into contracts and during implementation of the activities. Reference is further made to comments to the Act section 10-6. In production licences granted to more than one licensee, an operator is appointed. The operator shall carry out the day to day management of the petroleum activities on behalf of the licensees, and shall ensure that the petroleum activities as a whole are conducted in a prudent manner and in accordance with applicable requirements. The licensee will have an overall responsibility. This entails, inter alia, a duty to provide for appropriate conditions so that the operator can fulfil his duties, as well as to follow up the operator's execution of the petroleum activities. Re. Section 6 Supervisory authorities, authority to make individual administrative decisions and issue regulations etc. The first and second paragraphs of this section represent a continuation of the current law and regulatory supervision, cf Royal Decree of 28 June 1985 relating to regulatory supervisory activities with the safety etc in the petroleum activities. The third paragraph of this section represents a continuation of the previous safety regulations sections 7 and 23 by delegating authority to the Ministry of Local Government and Labour and the Ministry of Health and Social Affairs or to anyone authorised by the said ministries to make individual administrative decisions and issue regulations for the implementation of these regulations within their respective spheres of authority. Authority has been delegated to the Ministry of Health and Social Affairs to stipulate more detailed provisions with regard to matters of health in the petroleum activities and to carry out supervision of these according to the general principles of the legislation applicable to petroleum activities, cf section 43 of these regulations. The supervisory authority for technical installations and the placing and arrangement of these, is entrusted to the Ministry of Local Government and Labour. The background to this division of the supervisory authority, is the advantage of, at the construction stage, to be able to make an overall evaluation of technical design and placement. Requirements to technical design are issued by the Ministry of Local Government and Labour. Within the respective spheres of authority of both ministries, reference is made to the Act section 10-3, cf section 10-16 with regard to regulatory supervision of the Act and applicable enforcement measures. It is a preassumption that the Ministry of Health and Social Affairs shall not exercise authority to suspend operations under the Act section 10-16 except in consultation with the Ministry. Within the sphere of authority of the Ministry of Local Government and Labour, authority to issue regulations and to carry out regulatory supervision will be delegated to the Norwegian Petroleum Directorate. The fourth paragraph of this section stipulates the requirement that orders, exemptions, consents etc shall be in writing. In addition, it is emphasised that individual administrative decisions shall 'normally' be addressed to the operator. By including the word normally, the Ministry intends to open for a more extensive use of discretion in the question of who an individual administrative decision shall be addressed at. In individual cases it may be natural and expedient that the decision is addressed at the licensee, owner or contractor, or, if applicable, to the person responsible on site. The general rule will, however, continue to be that individual administrative decisions shall be addressed to the operator.

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The fifth paragraph of this section emphasises that safety delegates and elected representatives shall be informed of the individual administrative decisions that are made by the supervisory authorities. The requirement to inform the safety delegates and the elected representatives is complied with through the supervisory authorities ordering the licensee to provide a copy of decisions to the employee representatives concerned. This does not apply to individual administrative decisions which contain information subject to a duty of secrecy according to other legislation. Correspondingly, the operator should provide a copy to relevant participants in the petroleum activities, for example to the ship owners. The final paragraph of this section represents a continuation of the previous safety regulations section 28. Re section 7 Exemptions By 'exemption' is in this section meant that the authorities may on certain conditions, relax the requirements applicable under these regulations, or, if applicable, accept other equivalent solutions. When an application for exemption affects the safety of employees, a statement from the organisation of the employees or elected representatives shall accompany the application. Reference is made to more detailed regulation of employee participation in such matters, contained in the working environment legislation. Re section 8 Training of public employees This section represents a continuation of the previous safety regulations section 29 with some changes to the wording. With regard to the detailed contents of the training, this is to be agreed in the individual case. Re section 9 Prudent activities This section is new, but supplements the Act section 10-1 and represents a continuation of the principles of safety that are applicable under the safety legislation in force. Re section 10 Safety principles for the design and operation of a facility. This section is new, but represents a continuation of the principles of safety that are applicable under the safety legislation in force. Re section 11 Safety objectives This section is new, but it represents no change in relation to established practice of the legislation in force. The safety objectives of the individual enterprise are an expression of how the enterprise intends to live up to the requirements relating to safe activities, cf section 1 of these regulations. The objectives shall contribute to making the planning, establishment, maintenance and development of safety in the enterprise into a dynamic process in accordance with the intentions of these regulations. Furthermore, the objectives shall contribute to an effective management and control of safety related activities in the enterprise. The objectives shall, to the extent possible, be verifiable. According to this section, the licensee has a responsibility to define overall safety objectives for petroleum activities. The licensee shall, in order to ensure that all aspects of the activities are taken into account, also assess how such aspects are or are planned to be taken into account by other participants. This applies prior to and during entering into contracts, as well as during implementation of petroleum activities. Furthermore, the licensee shall assess how the objectives of the individual participant are in line with the own objectives of the licensee. Re section 12 Specific requirements to safety This section is new. It represents no change in relation to established practice . Specific requirements to safety shall be drawn up on the basis of requirements stipulated in or pursuant to these regulations, and on the basis of the safety objectives established by the enterprise itself. Functional requirements stipulated by the authorities in rules and regulations, assume that more detailed and specific requirements are drawn up. The internal requirements may be expressed in the form of technical requirements, procedures, instructions and guidelines. They may also deal with organisational and technical aspects, requirements to implementation of analyses etc. The specific requirements may be based on utilising recognised standards for the relevant field, cf the Act section 10-1. It is then presupposed that such standards are considered in relation to relevant statutory requirements in order to be able to verify necessary conformity. To provide for further development and the choice of other solutions, separate mention to the effect that the concept also covers documentable equivalent solutions has been included. In the case of exemptions from specific safety requirements, the safety implications shall be assessed, and necessary compensating measures shall be effectuated. Reference is made to regulations relating to management systems for compliance with statutory requirements in relation to safety, working environment and protection of the external environment in the petroleum activities, section 8 subsection 2 litera h. Re section 13 Organisation, personnel qualifications and training This section represents a continuation of provisions contained in the previous Safety Regulations Section 24. It further represents an elaboration of the Act Section 9-6 and must be seen in connection with the Act Section 10-1 and these regulations Section 36 relating to installation and operation of facilities and vessels. The purpose of this section is to ensure that those who work in the petroleum activities are qualified to perform the work safely. The requirement in the first paragraph of this section implies that the licensee must at all times have the necessary professional competence to be able to evaluate whether the petroleum activities are carried out safely. The third paragraph of this section requires that a list of qualification requirements for all job categories of significance to safety, shall be drawn up. The qualification requirements shall be based on evaluations of knowledge and skills requirements. The job categories shall be deemed which are regarded to be of significance to safety, must be assessed in each individual case. The necessary training may take place in house, by means of consultants from outside or in public institutions. In the opinion of the Ministry it is important that standards for qualifications are based on thorough evaluations of the knowledge and skills requirements, inter alia, in order to ensure that the training is relevant and in line with the technological development. According to the last paragraph the Ministry is provided with the authority to stipulate specific qualification requirements. This provision reflects the fact that it is the licensee's own responsibility to see to it that the personnel possess sufficient qualifications, and that the individual enterprise has the responsibility to ensure that the employees have the necessary qualifications to carry out their work safely. To the extent qualification requirements have been issued pursuant to other law, cf the Act section 1-5, such qualification requirements shall be applicable as a minimum unless otherwise stipulated pursuant to these regulations. Re section 14 Analyses and follow-up of circumstances of significance to safety This section is new and it stipulates requirements to the implementation of systematic mapping and evaluation in order to deal with safety related aspects of the petroleum activities. The evaluations shall be based on the safety requirements of the enterprise, cf section 12 of these regulations. The evaluations shall comprise the probability for and consequences of identified hazards or other safety related matters. The degree of detail in the evaluations should be adapted to the various phases and operations in the petroleum activities, so that the safety related matters can be identified and necessary measures be implemented as early as possible. Methods to identify potential hazards or risks, may be risk analyses, analyses of critical tasks, 'safe job analyses' and inspections. It is a preassumption that the choice of method for such analyses is made dependent on the relevant issues being considered or being mapped out, but the methods may be of a qualitative or a quantitative nature and concern technical, operational or organisational aspects. Such systematic mappings and evaluations are intended to ensure that requirements contained in documents governing the activities are complied with, and they are to be carried out in connection with choice of development concepts and equipment, design of new facilities, modifications and upgrading of existing facilities and

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equipment, and in the case of major organisational or operational changes in the enterprise. The consequences of modifications should, furthermore, be evaluated on the basis of planned lifetime of the facility. The analyses also comprise the construction and completion phase, ordinary and extraordinary operational aspects such as suspension of operations, suspension as a consequence of audits and maintenance, start-up, concurrent operations, shut-down and removal. Analyses shall be planned, implemented and used actively in order to identify aspects that are of particular importance to safety in the petroleum activities, so that necessary measures can be carried out.The identified aspects shall be taken account of to the extent practically feasible, and shall be in accordance with established objectives and requirements contained in documents governing the activities. Re section 15 Applications for consent This section represents a continuation of the principle contained in the previous safety regulations Section 11 on obtaining consent from the Ministry’s prior to initiation of central activities. The licensee or the Ministry may limit the individual consent to apply to individual stages or phases. If significant premises for the original consent are changed, new consent shall be obtained prior to initiation of the work. The extent of the system of consents has been reduced in relation to the previous safety regulations and is a follow-up of section 9-5 of the Act. Re section 16 Use of the Norwegian language This section represents, in the main, a continuation of the previous safety regulations section 6. Re section 17 Registration and follow-up of incidents and damage This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations section 17. According to the first paragraph, the individual enterprise has a duty to establish routines for registration, notification and reporting, including evaluation and follow-up, of every case of damage and every incident of significance to safety. The term incidents and damage includes, inter alia, personal injury, material damage, operational losses, gas leakages, fires and explosions, emissions and discharges, and cases which could develop into incidents of a serious nature. The expression cases which could develop into incidents of a serious nature, in this context refers to an uncontrolled event which under insignificantly changed circumstances could have led to damage to people, the environment or material assets. The purpose of this section is to ensure that the enterprises systematically carries out registration of experience data from the activities and that they follow up by implementing measures to efficiently counteract the repetition of similar incidents and damage. Such measures may be of technical and/or of organisational nature, for example new instructions or a new work routine. The working environment legislation contains corresponding provisions to those contained in this section, so that the present provision must be seen in conjunction with these more extensive provisions which also offer a more precise definition of the health concept. This section emphasises, however, that every incident or damage shall be actively followed up, and that the licensee shall ensure that he is informed. It therefore provides for improved overall risk assessments in the petroleum activities through the stipulated requirement on registration and the subsequent use /follow-up of the statistical material. Re section 18 Environmental data This section represents a continuation of current law, cf the previous safety regulations section 33. Collection of such data which may be necessary for the protection of facilities and operations in connection with these, as well as for the protection of the external environment, must be carried out according to comprehensive plans. Re section 19 Verification This section is new. It represents a continuation of provisions contained in the previous Internal control regulations and elaborates requirements in regulations relating to management systems for compliance with statutory requirements in relation to safety, working environment and protection of the external environment in the petroleum activities, (management systems regulations) section 9. According to the first paragraph, the individual enterprise has a duty to carry out verifications. Qualification of the actual verification basis constitutes a part of such verifications. Such qualification applies also to software which might constitute parts of this basis. Qualification of the basis of verifications constitutes a part of these, and will provide basis for accordance evaluations, mappings and analyses. In development and construction, 'verification' is the process whereby the results of a given activity are examined in order to determine accordance with the stipulated requirements for that activity. An 'objective proof' is in this connection information which may be proven to be true on the basis of facts obtained through observation, measurement, testing or otherwise. A verification may thus comprise control of calculations, drawings and fabrication by going through what has been done, and carrying out independent or own calculations. The verification may also include trials or testing of products and systems. By independence is meant that the verification shall be carried out by someone other than the one who has performed the work which is to be verified, or the one who has prepared the verification basis, and also that there shall be organisational independence as regards reporting in the chain of command. An important prerequisite is that the verifying unit has the necessary competence and necessary resources to carry out the verification. Verifications shall be carried out in accordance with this and with the verification basis which is mentioned in these regulations section 12. Consideration of complexity shall be included in the evaluation, as well as the probability for or the consequences of failure or faults which may occur. Re section 20 General requirements to documentation This section represents a continuation of current practice of the rules and regulations in this area. Reference is further made to the Act section 10-4 with comments. The first paragraph contains a general requirement that material and information shall be prepared in order to be able to ensure and to document that the petroleum activities are carried out in a safe manner. It is the enterprises themselves that shall decide on the necessary documentation needs, and this section provides for the use of available documents and documentation systems of contractors and subcontractors. The authorities will, as a rule, use this documentation and the documentation systems as basis in connection with regulatory supervision, but the third paragraph allows the Ministry of Local Government and Labour and the Ministry of Health and Social Affairs or anyone authorised by them to stipulate more specific requirements to this type of documents when this is necessary in order to supervise safety in the petroleum activities. The licensee shall clarify which rules and regulations and also state the specification basis and verification basis that the preparation of such documentation is to be founded on, to be able to identify possible deviations from these regulations and assess the significance to safety of the deviations. If the documentation or the specification basis and the verification basis is not in accordance with provisions given in or pursuant to these regulations, and the identified deviations are regarded to have significance to safety, the licensee shall implement necessary compensating measures. This section represents a continuation of the documentation principle contained in the 1985 arrangement of regulatory supervision relating to safety in the petroleum activities and in the previous safety regulations section 5 on the use of maritime certificates to document compliance with continental shelf requirements with respect of facilities. The principle of using maritime certificates as documentation, is thus continued unchanged. This section, however, expands this principle to comprise also other areas where certificates or other documents exist. The second paragraph emphasises the perquisite that the specification basis and the verification basis on which the issuance of such documents is based, shall be compared with the requirements at all times applicable to the petroleum activities. Identified deviations shall be assessed with a view to determining the significance to safety of the deviation. The responsibility for such mapping and follow-up has been placed with the licensee who has the overall responsibility for safety in the activities. Re. Section 21 Documentation during an early phase This section is new, and represents a follow-up of the act section 9-5 relating to requirements to safety documentation. The section clarifies the legal basis for the Ministry to carry out supervision of safety in the activities as from the time the licensee has decided to prepare a plan for development and operation (PDO) or a plan for installation and operation (PIO).

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The section states the presumption made in the Act that it is primarily question of documents that the companies have already prepared. The Ministry may, however, request additional documents or particular documentation. Such documentation shall be related to matters which the enterprise itself has chosen to evaluate. There shall be a documented verification programme covering this phase which shall constitute a part of the management system, cf section 19 of these regulations. Reference is also made to comments to the Act section 9-5. Re section 22 Plan for development and operation of petroleum deposits and Plan for installation and operation of facilities for transport and utilisation of petroleum This section represents a continuation of the previous safety regulations section 10 on plan for development and operation, but is limited to aspects related to safety. The section elaborates on sections 4-2 and 4-3 of the Act by stipulating supplementary requirements to the safety related documents which are required to accompany the applications. The section is co-ordinated with a corresponding provision on documentation in regulations to Act of 29 November 1996 n° 72 relating to petroleum activities, sections 21 and 29, and must also be seen in connection with section 8 of the working environment regulations, comments to the Act sections 4-2 and 4-3 and separate guidelines on Plan for development and operation of petroleum deposits (PDO) and Plan for installation and operation of facilities for transport and utilisation of petroleum (PIA) documentation. It has thus been provided for, and it is desirable that the descriptions in the area relating to safety are co-ordinated, in order to achieve a comprehensive overview and an overall evaluation basis. This section does not intend to implement any change in respect of the level of detailing in the descriptions, but to the extent the said documents have previously been submitted to the Ministry, reference may be made to those documents instead of submitting them again. It is assumed that this will not create any difficulties with regard to reading or understanding of the documents. A PDO or a PIA shall normally provide an overall safety related description connected with: 1) Management systems of the project, including a) Organisation of the project. b) Implementation plans, indicating time schedule for the implementation up to the application for consent to use the facility. The plan shall indicate main activities and sub- activities as well as milestones in the project. c) Documentation principles. d) Supervisory activities. e) Verifications. f) Transference of experience. 2) Objectives and acceptance criteria for the petroleum activities, including a) The objectives of the enterprise, including description of how they are to be used in the decision-making processes. b) The determined acceptance criteria for risk. c) An overall description of the evaluations and the analyses which constitute basis for the choice of development concept. 3) Development concept, including a) A description of the facility and the equipment planned to be installed. b) A description of new technology, including the choice of technical solutions in order to minimise environmentally harmful emissions and discharges. 4) Safety zones, including a) A detailed description of and account of the need to establish safety zones in connection with the PDO. 5) Operation and maintenance, including a) A description of plans for preparing operations. b) A programme for maintenance and condition control. 6) Other aspects of significance to safety, including a) A special description of how the licensee intends to ensure the transference of experience from other or associated activities. b) Particular safety related issues in connection with the hire of facilities or with development concepts comprising petroleum activities both on land and on the continental shelf. c) A separate evaluation of the need to update existing risk analyses, emergency preparedness analyses and operational procedures when a development concept entails modifications to existing facilities. d) Manned underwater operations, including an evaluation with regard to which such operations the petroleum activities will entail. Re section 23 Contents of applications for consent This section is new, but it confirms the current practice with regard to what documents are to be submitted in connection with an application for consent according to section 15 of these regulations. Reference is furthermore made to section 10 of the working environment regulations. Re section 24 Announcement relating to the placing of facility This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations sections 14 and 16. Re section 25 Organisation plans This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations section 25. According to this section, the organisation plans shall contain information on who is responsible for the activities, clarify the responsibility between the licensee and the other participants in the activities and show how co-ordination is achieved between the shore-based and the continental shelf organisations. The organisation plans shall state the number of personnel and their allocation to the individual work areas. The last paragraph provides the Ministry with authority to stipulate further requirements to manning and organisation plans. Re section 26 Emergency preparedness plan This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations sections 52, 53 and 54. Re section 27 Notification and reporting of incidents and damage This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations section 17. The last paragraph of the section contains an emphasis of the duty to establish routines of notification to the Ministry of serious damage and incidents, including also cases which may develop into serious incidents. Such notification shall take place immediately and shall be confirmed in writing. Re section 28 Reporting and availability of environmental data This section is new, but represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations section 33. Re section 29 Facility This section represents a continuation of provisions and practice of the previous safety regulations, primarily sections 30, 31, 32, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 41, 42, 43 and 51. The first paragraph of this section stipulates general requirements to a facility, including equipment etc., cf. also comments to section 3 of these regulations.

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The second paragraph of this section stipulates requirements to the location of areas for recreation and living quarters. The purpose of this provision is to separate the industrial activity to the extent possible from accommodation and recreation rooms for personnel. The provision entails a requirement for living quarters to be placed so that satisfactory living environment is achieved for all personnel by having it located in the safest possible area. The second paragraph of this section therefore stipulates requirements also to area classification. This means that facility, based on normal operational conditions, is to be divided into hazardous and non- hazardous areas. Hazardous areas shall be divided into zones according to probability for explosion hazard. Non-hazardous areas will normally be hydrocarbon free areas, but during abnormal operational conditions there may to a greater or lesser degree be a danger that this situation could change. The area classification will, inter alia, be decisive in respect of the location of living quarters, helicopter deck, fire and explosion prevention equipment and means of evacuation, as well as for the location of the drilling and production modules. The Ministry has deemed it appropriate in the last paragraph of this section to mention in particular that available and, if necessary, new technology shall be used, and that during engineering and construction, provision shall be made for operation, condition control and maintenance. Experience shows that structural concepts that have been chosen in some cases, have not taken this sufficiently into account. Re section 30 Communication systems This section represents a continuation of and supplements provisions contained in the previous safety regulations section 40. The section stipulates a general requirement to necessary telecommunication on facilities and between facilities and stations on land, vessels and crafts, including aircraft etc. It follows from this section that means of communication shall cover the need for both internal and external communication. The communication must function satisfactorily both during normal operations and in situations of emergency preparedness. Re section 31 Identification and marking etc This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations section 15. The purpose of the first and second paragraphs of this section is to ensure that facility can be identified from vessels and from aircraft. This to ensure the safety for the participants in the petroleum activities as well as third parties. The third paragraph of this section stipulates requirements to marking in order to ensure that subsea facilities, facilities which have been abandoned or which are not in use, are marked, if this is necessary in order to ensure that the facility shall cause the least possible damage or inconvenience. When such evaluations are made, the authorities concerned will be consulted. Re section 32 Instrumentation for registration of data This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations section 33. Data of importance to safety according to the first paragraph of this section, may be marine environment data, stress data and meteorological data. Re section 33 Particular requirements to subsea facilities and pipeline systems This section represents a continuation of the previous safety regulations section 49. Re section 34 Placing of facilities, choice of routes The first paragraph of this section stipulates a requirement to exercise caution in the placing of facilities. The provision presupposes that facilities and other installations, if any, on the seabed are mapped, and that facilities are placed at a safe distance from these. The third paragraph of this section stipulates a requirement that the crossing of pipelines, cables and similar installations shall be done according to agreement with the owner in each individual case, and that the agreement shall be submitted to the Ministry. The Ministry is not a party to such agreements, but may impose further requirements. Re section 35 Vessels participating in the petroleum activities This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations section 30 The section provides the Ministry with authority to stipulate requirements with regard to the functions vessels shall provide in the petroleum activities. Re Section 36 Installation and operation of facilities and vessels This section represents a continuation of provisions of and practice according to the previous safety regulations, primarily sections 22, 46, 47, 48 and 57. Reference is also made to these regulations section 1 with comments. According to the second paragraph of this section, an important part of the qualifications will be a fully adequate introduction into the safety rules and regulations applicable to the individual facility. In the opinion of the Ministry, this is of major importance in order to reduce the risk injury to personnel, damage to materiel or to the environment. Knowledge of and understanding of the statutory rules and regulations and the arrangement of regulatory supervision is also an important part of the qualifications of the personnel. The last* paragraph of this section stipulates a requirement to necessary auxiliary capacity in order to bring an uncontrolled drift under control. The provision is applicable to facilities or vessels participating in the activities, e.g. flotels, construction vessels, diving vessels, anchor handling vessels and standby vessels. The need for auxiliary capacity must, inter alia, be evaluated with a view to available propulsion machinery and available towing capacity. This provision does not refer to situations where other facilities or vessels, which are not taking part in the activities of the licensee, are drifting without control towards facility or vessels in use. Necessary measures, including a description of the manoeuvring or operational strategy which is to bring such drifting facilities under control, are assumed to be included in the emergency preparedness planning of the licensee. Re section 37 Stays on facilities This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations sections 26, 27 and 39. According to the second paragraph of this section, the operator is in principle free to decide what persons he will allow to visit the facility. The requirement with regard to follow-up of fire hazards, represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations sections 39, second paragraph. The elected representatives of the employees are specifically entitled to visit facilities, cf regulations to Act 29 November 1996 n°72 relating to petroleum activities. This provision is however, presumed to be enforced by the Ministry of Local Government and Labour. According to the second paragraph of this section, all persons staying on the facility shall be given basic training in handling accidents and hazardous situations so that they possess the necessary knowledge in breakdown prevention, fire protection and first aid. Those among the personnel who have been assigned particular tasks in emergencies, shall be given more extensive training in emergency preparedness. It follows from the second paragraph of this section that also visitors have to comply with the rules that apply to the individual facility. As the case is with employees, they are to be briefed immediately prior to or after arrival on the facility. The lists according to the third paragraph of every person present on, or on the way to or from, facilities or vessels, should as a minimum contain the name and address of each individual, as well as his/her nationality and employer. According to this provision, visitors are also comprised by this registration. The purpose of this registration is, inter alia, to keep record of who is present on facilities in hazard and emergencies. These records shall also be available to the workforce authorities in their evaluations of whether the conditions for work permit have been complied with. According to the last paragraph of this section, the Ministry may stipulate requirements to limit the total number of persons who are permitted to stay on facility in the petroleum activities. Such requirements are considered, inter alia, in relation to the effectiveness of the means of evacuation and the competence of the personnel. The Ministry may, in particular cases, prohibit visits.

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Re section 38 Establishing of and co-operation on emergency preparedness This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations sections 52, 53, 55 and 56, and supplements the Act section 9-2. The first paragraph stipulates a requirement that the licensee and other participants in the petroleum activities shall establish and further development of the emergency preparedness. The pollution control Act section 42 has a corresponding requirement relating to emergency preparedness against acute pollution. The emergency preparedness shall include measures to meet identified hazards and emergencies which may lead to loss of human lives or personal injury, pollution or major material damage, cf the Act section 9-2 first paragraph. The requirement to co-ordination in the second paragraph of this section, is stipulated in order to be able to maintain an effective emergency preparedness in the petroleum activities at all times. According to this section, emergency preparedness co-operation is required between the licensee and other participants in the petroleum activities, including licensees in other production licences. Such co-operation is currently established and offers resource related advantages in the event of major accidents or incidents. By public emergency preparedness resources in the fourth paragraph of this section is meant, inter alia, the resources of the public rescue service/ The main Rescue Co-ordination Centres and other established emergency preparedness schemes. In the fifth paragraph of this section, the Ministry is given authorisation to stipulate more detailed conditions for such co-operation, including also financing. In the event of hazards and emergencies, the Ministry may consequently decide that other parties shall supply the necessary emergency preparedness resources for the account of the licensee, cf the Act section 9-2, second paragraph. The last paragraph of this section represents a continuation of the previous safety regulations section 56. Re section 39 Safety manning during industrial disputes This section is new, but does not intend to introduce any change in relation to established practice according to regulations 19 March 1982 relating to safety manning in the event of an industrial dispute on the Norwegian continental shelf, cf section 4 of these regulations. The section replaces the regulations mentioned, cf section 4 of these regulations. Re section 40 Communication This section represents a further development of the previous safety regulations section 40 but does not represent any change in reality in relation to the current legislation. The requirement to documentation in the second paragraph entails the preparation of procedures for communication tasks which are of particular importance to safety. Such procedures shall, inter alia, ensure the necessary co-ordination of these tasks or activities. Re section 41 Arrangement for transportation, marking of equipment and cargo This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations sections 43 and 45. The provision also includes evacuation and transport of sick and injured persons. The first paragraph stipulates a requirement that the licensee must have satisfactory system of transportation to ensure satisfactory transport of personnel and supplies. The section also applies to transport between facilities. The choice of means of transport, in this context aircraft or seagoing vessels, is left to the licensee, but the means of transport must be safe enough and have the necessary capacity, regularity, speed and comfort so that transport and operation can take place in a safe manner. Necessary procedures and routines must also be established. The third and fourth paragraphs of this section stipulate requirements to marking of all equipment which is transported to and from the field, and marking of anchoring and marking buoys. Such marking is necessary, inter alia, in order to find the right owners of buoys or other equipment which may be drifting or lost in some other way. Re section 42 Use of materials, hazardous substances This section represents a continuation of provisions contained in the previous safety regulations section 44. The section stipulates a general quality requirement and provides legal basis to stipulate minimum requirements to safety in manufacture, storage and use of inflammable or explosive goods and radioactive sources. Manufacture, storage or handling of such goods and sources is of significance to the implementation of other activities on facility. Particular consideration must consequently be given to parallel or intersecting activity in order a satisfactory safety level is maintained. This also applies to transport of such goods by helicopter, cf section 41 of these regulations. In the choice of materials and chemicals, importance shall be attached to using products which neither alone nor in combination with other products, in a normal situation or an emergency, are harmful to people or to the environment, in the short term or in the long term. The properties of and the problem related issues connected with the handling of such materials or chemicals after use, shall therefore be carefully assessed before the final choice is made. Necessary understanding, information and training in the use and handling of substances hazardous to health, shall be given to those who are subjected to contact with such substances. Reference is also made to the working environment legislation and to other rules and regulation in this area, cf inter alia, requirements applicable in the area of radiation protection, issued by the Norwegian Radiation Protection Authority, and requirements relating to the use of chemicals which may cause damage to the environment, issued by the environment protection authorities. Re section 43 Matters of health. The first paragraph states that health matters shall be satisfactorily provided for. Further provisions relating to aspects of health are contained in regulations issued by the public health authorities. The second paragraph states what is comprised by health related aspects. By preparedness relating to health care and health services is in this connection meant planning, provision and maintenance of medical supplies, training of personnel, including exercises, with a view to be able to offer acute medical treatment in a crisis and/or a major emergency or disaster situation. By health of employees is in this connection meant the health related suitability of employees for service in the petroleum activities. The situation in relation to the working environment Act, is not changed. Aspects related to occupational medicine and working environment are regulated in the working environment legislation. The organisation of the health service is the responsibility of the licensee within the framework of applicable legislation. With regard to the rights and duties of health personnel, the provisions contained in the legislation relating to matters of health, the contract of employment and labour law are applicable. Within the sphere of authority of the Ministry of Health and Social Affairs, the other provisions of these regulations are applicable insofar as they do not specifically apply only to safety within the sphere of authority of the Ministry of Local Government and Labour.

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Annexe n°3 Arrangement of regulatory supervision by NPD. Identical letters of 10.3.1995 sent to operating companies on the Norwegian continental shelf

ELABORATION OF THE APPLICATION OF THE PETROLEUM ACT IN RELATION TO MOBILE OFFSHORE UNITS IN THE PETROLEUM ACTIVITIES ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF

The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) regularly receives enquiries from the industry asking for clarification of the principles for application of the regulatory legislation in relation to new development concepts entailing the use of mobile units, i.e. mobile units in the shape of a ship, semi-submersibles or other mobile units, for the entire production period or for parts of it.

Based on these enquiries the Norwegian Petroleum Directorate has deemed it desirable to prepare a summary exposition of these issues.

The operational scope of application of the Petroleum Act is stated in Section 1 of the Act. The Act is applicable to installations. The concept "installations" does not include supply and standby vessels.

New development concepts entail an increasingly extensive use of mobile units for the entire production period or for parts of it. Even though parts of the petroleum activities are carried out from mobile units, such units must be regarded as installations if they are carrying out central petroleum activities which entail handling and/or storage of hydrocarbons or that they are otherwise in direct contact with the well or processing plant. This means that units carrying out exploration drilling, production, processing, storage, well testing including also test production and well workover, are regarded as installations. To the extent a mobile unit carrying out well simulation, mud treatment and water injection uses equipment directly linked up with a well, such unit shall also be regarded as installation. Whether a mobile unit is registered in a register of ships or it is or will be registered in the petroleum register, will be of no consequence in relation to the above considerations.

Use of units carrying out a type of activity for which there is a general demand, and which consequently constitute an integral part of the development concept, e.g. flotels, must correspondingly be regarded as installations. This must apply even if the unit is used only for a short period of time.

Units carrying out a workshop type of activity such as completion work, repairs and maintenance work on units of equipment, must however be regarded as standby vessels in the same way as crane vessels and pipelaying crafts. Although these units are to be ragarded as vessels, the Norwegian Petroleum Directorate may impose requirements to elements which will affect the quality of the work performed. The Norwegian Petroleum Directorate may furthermore impose requirements with reference to the possible risk that the vessel represents to the petroleum activities in general.

Seismic vessels and other vessels carrying out geological surveys during the exploration phase are also comprised by the term vessel.

The Appendix to this letter provides a more detailed specification of the criteria laid down by the Norwegian Petroleum Directorate, which will continue to form the basis for future decisions in this area.

The consequence of regarding a mobile unit as an installation, will be that the safety and working environment legislation in its full extent will be applicable to the unit in question. Furthermore the unit will be subjected to the Norwegian Petroleum Directorate"s supervision and system of consents.

In the case of hire and operation of mobile units, the licensee has a follow-up duty under the Safety Regulations and the Internal Control Regulations. This follow-up duty entails that the licensee, prior to and during entry into force of agreements as well as during implementation of the activities, must impose necessary requirements to and carry out supervision of the installation and the personnel. This again entails a duty to carry out supervision to see that construction and maintenance of mobile units that are brought in are in accordance with the framework of legislation at any time applicable to the petroleum activities. In the planning and implementation of new activities, the operator must consequently use as basis the latest legislation issued, and stipulate requirements to/evaluate the installation and operation accordingly.

With regard to installations which have not been built according to the Norwegian Petroleum Directorate legislation or previously subjected to the Norwegian Petroleum Directorate"s supervision, reference is in particular made to Section 5 of the Safety Regulations concerning requirements relating to documentation for mobile Norwegian or foreign registered installation. This provision states that the licensee shall ensure and document that the installation is in accordance with the provisions issued in or in pursuance of these regulations. The licensee shall furthermore point out any deviations, assess the significance of the deviation in relation to safety and if necessary implement corrective measures.

In his evaluation of the need for or the appropriateness of implementing corrective measures, the licensee may take into consideration whether the unit in question due to its planned function in the activities will be operative on the Norwegian continental shelf for an extended period of time or for a limited period of time. Whether the unit as a matter of routine enters into and is taken out of activities on the Norwegian continental shelf, and/or how central its function is in the activities, will also be criteria for consideration. The unit and the activities carried out from the unit must meet acceptance criteria for risk which have been stipulated by the operator for the activities to be carried out.

Although the aim is full compliance with the legislation applicable to the Norwegian continental shelf, it will be necessary for the Norwegian Petroleum Directorate to take into consideration the fact that certain installations are engaged on the Norwegian continental shelf only for short periods of time or sporadically. In respect of such installations the Norwegian Petroleum Directorate will base its enforcement of the legislation on the principle that dealing with a mobile unit as an installation shall not automatically entail a requirement for technical upgrading of the unit as a result of non-conformance between the legislation applicable to the Norwegian continental shelf and the applicable flag state legislation, when the operator can justify such practice based on a safety and/or a working environment evaluation. In such cases it may therefore be relevant for the Norwegian Petroleum Directorate to grant exemption on the basis of a well-founded application. The Norwegian Petroleum Directorate would also in this connection point out that there is a rationalisation benefit in utilising evaluations and deliberations made by other parties, and otherwise in practicing intake procedures which to the extent possible are based on similarity or industry standards.

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SUGGESTED FOLLOW-UP:

It is important to clarify the issues and principles raised in this letter as early as possible and well ahead of the time when the unit in question is intended to be taken into use on the Norwegian continental shelf. In particular the NPD would emphasise this aspect in connection with the current construction of for instance storage and production vessels intended for use on the Norwegian continental shelf, as the detailed provisions of regulatory legislation applicable to such units differ in several areas and have not been subjected to a comparative study, cf. "Likhetsstudien 1992" (The comparative study 1992).Such early contact and administrative procedure will in addition serve to prepare for a more flexible future continental shelf supervision, and at the same time ensure improved predictability for the industry.

APPENDIX to letter of 10 March 1995

DISTINGUISHING BETWEEN INSTALLATION AND VESSEL

1 DISTINCTION IN LEGISLATION

1.1 The Petroleum Act (PA)

Section 1, first paragraph of the PA states the activities to which the Act applies, for petroleum activities with regard to exploration, exploration drilling, production, utilisation and pipeline transportation. It is further stated that the Act applies to installations and to shipment facilities. It is pointed out that the term installations does not comprise supply and standby vessels.

The Act is consequently applicable in full to installations and to shipment facilities. With regard to what is defined as supply and standby vessels, the Act is applicable in a more restricted context. The extent to which the Act is applicable to supply and standby vessels, is stated in more detail below.

1.2 The Working Environment Act (WEA)

Section 1 of the Working Environment Regulations (WER) indicates the scope of application of the WEA to petroleum activities. Similarly to what is the case for the PA, it is stated that the WEA is applicable to petroleum activities. As in the PA this is further specified by indicating exploration, exploration drilling, production, utilisation and pipeline transportation. It is further stated that the Act applies to installations. It is not, however, as is the case in the PA, specifically stated that the term installations does not comprise supply and standby vessels. Section 1, third paragraph of the WER, however, specifically states that vessels carrying out - supply services - contingency services - anchor handling services - seismic surveys - geological surveys - and other comparable activities shall be regarded as shipping. The WEA consequently is not to any extent applicable to such vessels.

Section 1, fourth paragraph of the WER states that the WEA similarly shall not be applicable to vessels carrying out the following activities: - construction - pipelaying - or maintenance work, unless otherwise specially determined by the Ministry.

With regard to manned underwater operations carried out from a vessel, however, the WEA is applicable, cf. Section 1, fifth paragraph of the WER. In this connection it has never been the intention that the WER were to comprise the maritime functions on the vessel, only the actual diving activities, cf. the proposition contained in NOU 1989:15 p.2 and the comments to Section 2, and the Ministry of Local Government and Labour"s letter of 29 January 1993 to the Norwegian Petroleum Directorate and the NPD"s letter of 7 September 1993 to the industry.

This means that the WEA is not made applicable to vessels, not even a limited application, cf. below, however with the particular exceptions relating to diving vessels, and other vessels where the Ministry may decide that the WEA shall be applicable. The consequence of this is that the scope of the WEA in relation to these matters is less extensive than that of the PA.

1.3 Safety zone

Around and above installations, with the exception of pipelines, cables and subsea installations, there shall be established a safety zone, cf. Section 47 of the PA and Section 6 of the Safety Zone Regulations. This in contrast to vessels, which have no safety zone. In the assessment as to whether a unit is an installation or a vessel, it may in certain cases of doubt be taken into consideration that an installation has a safety zone whereas a vessel does not, and also whether a safety zone ought to have been established or not for of the unit in question.

2 BACKGROUND FOR THE DISTINCTION MADE IN LEGISLATION

2.1 The Geneva Convention

Article 2 of the Geneva Convention of 29 April 1958 establishes that the coastal state exercises sovereign rights over the continental shelf with regard to exploration of the continental shelf and exploitation of its natural resources. According to Article 5, subsection 2 the coastal state has the right to construct and maintain or operate on the continental shelf installations and other devices that are necessary in order to explore it and exploit its natural resources. Article 5 subsection 4 states that installations and devices are under the jurisdiction of the coastal state. Article 5 subsection 2 also says that the coastal state is entitled to maintain safety zones around these facilities and installations, and to take such measures in these zones as may be necessary in order to protect them.

The abovementioned provisions of the Geneva Convention, which express what is current international law and represent a limitation in what the national authorities may do, provide grounds for making a distinction in the various definitions of "installations" in relation to jurisdiction: On the one hand there are the installations

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falling within the concept " installations and other devices". On the other hand there are all the other units which have some connection or other with the petroleum activities and which fall outside this broad jurisdiction.

The reason why "installations and other devices" are singled out in this way, is primarily that the installations referred to here, occupy a completely central place in the petroleum activities, and consequently have a particularly close connection with the coastal state (and correspondingly a much less close connection with any other states under whose jurisdiction the installations might fall). Based on the known technology at the time when the continental shelf convention was drawn up, in addition to the wording of the convention, there is no doubt that fixed installations and devices resting on or in the sea bed were meant to be "installations and other devices". The doubt arises in the case of mobile units. In theory it is assumed that in the assessment of what units are to be comprised by the concept "installations and other devices", it is necessary to look to the fact that around the installations, there exists a right to establish safety zones, and to the necessity for such zones in respect of this type of units. In addition, the so-called flag state principle must also be taken into consideration. Traditionally one of the main concerns behind this principle is that international shipping should not suffer interference by subjecting ships to varying jurisdiction while under way. This means that the more remote a unit is from being able to be classified as ship and from carrying out ordinary shipping activities, and the more particular it is to the petroleum activities in contrast to other maritime activities, the less weight the flag state principle will carry as argument against the fact that a unit is given a safety zone and thereby is subjected to an extensive coastal state jurisdiction.

The criteria however do not offer any unamgibuous answers with regard to drawing the line according to international law for those units which have to be regarded as "installations and other devices". It is also possible that these evaluations may change over time.

2.2 The Law of the Sea Treaty

What is stated above in relation to the Geneva Convention is basically also expressed in the Law of the Sea Treaty, and with corresponding contents.

Article 77 states that the coastal state has sovereign rights on the continental shelf with regard to exploration and exploitation of the natural resources. According to Article 80, cf. Article 60, the coastal state has sovereign rights with regard to regulating "installations and structures" on the continental shelf.

The concept "installations and structures" must be assumed to be intended understood in the same way as the corresponding concept "installations and other devices" in the Geneva Convention.

2.3 Significance of international law

International law defines limits for the national legislation. National legislation must stay within the boundaries of international law and may obviously institute a more restricted scope of application, but not a more extensive scope.

When it is emphasised in the petroleum legislation that it is applicable to "installations", it must be assumed that this concept is at least not intended to be given a wider scope than that indicated by the boundaries of international law. For this reason international law may be of significance to the interpretation of the concept "installations" in the Petroleum Act.

3 PETROLEUM ACTIVITIES

In order for the PA to be applicable either to an installation or to a vessel, the principal prerequisite is that there must be petroleum activities, cf. Section 1 of the PA and Section 1 of the WER. Both these provisions expressly state that acts and regulations, respectively, shall be applicable to petroleum activities. There is also the following addition “with regard to exploration, exploration drilling, production, utilisation and pipeline transportation”. The petroleum activities concept is not fully defined through this listing. The listing must rather be regarded as emphasising the core of the concept. The use of the words “with regard to” before the listing indicates that it has been the intention to include also other associated activities or activities naturally following from petroleum activities.

What exactly is meant by the requirement relating to associated activities is not very precise. This may create some uncertainty as to the extent of the scope of application of the Act. The fundamental principle must be that activities which are a prerequisite for or a natural result of the central activities, are comprised by the term petroleum activities and thereby also by the Act. When specific decisions are to be made, it will be of importance how close the connection is between the activities or actions in question and the central activities. In proposition to the Odelsting No. 72 (Ot prp 72), on page 36, the following is stated:

“The term petroleum activities must be understood in a broad sense so as to comprise for instance the transport or supply functions carried out by ship or

helicopter, the diving services and building and construction activities on board service vessels etc. The Act is however not applicable to the vessel itself.”

3.1 International law

The act is primarily applicable to "Norwegian internal waters, in Norwegian territorial sea and on the continental shelf", cf. the PA Section 1, first paragraph, cf. however the PA Section 1, second paragraph. As a result of this limitation, the Norwegian Petroleum Directorate will hardly be able to impose direct requirements in relation to a foreign shipyard with a production installation under construction. The Norwegian Petroleum Directorate is, however, ensured access to the actual building site through the operator.

3.2 Limitations in relation to the land regime

In the legislative history, cf. Ot prp No. 72 page 37, it is expressly stated that planning and construction fall within the definition of the term petroleum activities even when carried out on shore. The Norwegian Petroleum Directorate consequently exercises supervision of elements which will affect the quality of the finished product, including technical design. The safety of the employees at the construction plant, however, falls outside the definition of the term petroleum activities.

3.3 Limitations in relation to the flag state regime

It is expressly stated in the PA that it is not applicable to installations when they are being moved. This is in other words in this connection not considered to be petroleum activities. The WEA is however applicable to Norwegian registered mobile installations engaged in the petroleum activities when they are being relocated, cf. Section 1, seventh paragraph of the WER.

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In the Ot prp. No. 72, page 37, it is stated, however, that the term relocation does not comprise the buoyancy of an installation permanently placed at the field while under construction or under tow between the construction site and the field. This means that even if an installation which is to be placed in a fixed position on the continental shelf is under tow from its construction site and to the location where it is to operate, then this is not to be considered "relocation". This entails that the WEA and the PA are applicable as from and including the commencement of the tow. The vessels assisting during the tow will however be covered by the maritime legislation. The same will apply to maritime personnel associated with the towing vessels which during the tow are temporarily associated with (staying on board) the object being towed for practical/safety reasons.

It follows from the legislative history that transport of petroleum by ship is not comprised by the scope of application, Ot prp. No.72, page 37.

As mentioned above, the Ot prp. No.72, page 36, states that petroleum activities must be understood in a broad sense, so that for instance transport or supply functions carried out by ships, diving services and building and construction activities on board service vessels etc., are comprised.

4 WHICH UNITS ARE CONSIDERED INSTALLATIONS AND WHICH ARE CONSIDERED VESSELS?

The PA Section 1, first paragraph, states that "The Act shall also apply to installations intended for such activities". The expression "intended for such activities" refers to the requirement that in order for installations to be comprised by the PA at all, the installations in question must be used in petroleum activities, cf. above.

In addition to stating that the Act applies to installations, the the PA specifically states that application is also extended to shipment installations. Considering that in the legislative history of the PA, it is stated that the term "petroleum activities" should be understood in a broad sense, one would probably regardless of this have concluded that the activity carried out at a shipment installation is petroleum activity, and that the unit where this activity occurs is to be considered an installation, and is consequently comprised by the PA. When this in addition is specifically stated in the Act, there should arise no doubts in this regard.

In Section 1 of the WER, the specific reference relating to shipment installations is omitted. This raises the question of the significance of the omission. There is nothing in the legislative history of the WER that suggests the intention or wish to restrict the area of application of the WEA as compared to the PA. Rather to the contrary, in the Ministry"s comments to Section 1 of the WER, it is stated that "the operational scope of the regulations is coordinated with the scope of application described in Section 1 of the PA. The purpose of this is to allow overall evaluations of safety and working environment".

As mentioned above, one would probably even without the specific statement in the PA that the Act comprises shipment installations, have arrived at this conclusion, as a broad interpretation of the expression "petroleum activities" would define activities at shipment installations as petroleum activities. Installations for this purpose would consequently be comprised by the PA. On this background it is natural to understand Section 1 of the WER also to comprise shipment installations.

In Section 1, first paragraph, of the PA, it is expressly emphasised that "the term installations does not comprise supply and standby vessels". A more detailed definition of the term supply and standby vessels is to be found in the Ot. prp. No. 72, page 37:

"The term supply and standby vessels comprises, in addition to vessels transporting personnel and equipment, crane barges and other service vessels, pipelaying

crafts, vessels carrying out seismic exploration and helicopters etc."

As the listing is concluded with etc., it is not be considered exhaustive. What vessels are comprised by the listing should be reasonably obvious with the exception of "other service vessels". A common feature of the above clearly defined vessels (not "other service vessels") is that they are not in contact with the petroleum as such. This implies that units that are to be considered installations need not always be in contact with petroleum.

As previously mentioned, the Ot. prp. No. 72, page 36, the text relating to understanding of the term activities, also includes statements relating to what is meant by a vessel: "The term petroleum activities must be understood in a broad sense, so as to comprise the transport or supply functions carried out by ship or helicopter, the diving services and building and construction activities on board service vessels etc. The Act is however not applicable to the vessel itself."

In recommendation to the Odelsting No 33 (84-85) (Innst O 33), page 6, the following is stated: "The term installation comprises primarily fixed installations and mobile platforms, however not supply and standby vessels". Here it is established what in any case is to be considered installations, namely "fixed installations and mobile platforms". It is stated that "primarily" these units are installations, but this does not imply that shiplike units may not be regarded as installations.

In deciding what is a vessel and what is an installation, the appearance of the unit is irrelevant, even if the term vessel is easily associated with ships. Section 1 of the PA is focused on the description of activity carried out, consequently, the essential question in deciding what is regulated by the PA will be what activities are carried out during the period of time in question. In this connection, the purpose for which the unit was originally built will be irrelevant. What the unit is actually intended/being used for must be crucial.

In cases of doubt, the considerations that count in favour of or, if applicable, against making the petroleum legislation applicable, must be taken into account.

4.1 The survey phase

The survey phase is the phase prior to exploration drilling and production. During this phase, seismic surveys are carried out. In the legislative history, it is expressly stated that a vessel performing seismic survey is considered a "vessel" under the PA. During the survey phase, other kinds of geological survey are also performed. These have many characteristics in common with seismic surveys. The purpose of both survey methods is to acquire information that can predict the presence or absence of petroleum. In neither of the methods, the purpose is to obtain physical contact with the petroleum during the survey activities. Due to the many common characteristics of other geological survey and seismic survey, it will be natural to consider also the units performing these as vessels. The NPD has in a letter of 1 June 1988 to the industry expressed the view that units employed in geological surveys are considered vessels.

In the WER, both seismic and geological surveys are considered maritime activities, and the WEA does not apply to these vessels.

4.2 The exploration phase

Exploration drilling is a necessary stage in the implementation of petroleum activities. The units used for this purpose are clearly to be considered installations, even if they may have a "shiplike" appearance.

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In the exploration phase, special units may be used instead of regular exploration installations to carry out test activities. In well testing, coil tubing is introduced into the well from the test unit. Through the coil tube the test unit is in direct contact with the well and may perform the tests. Testing activity is directly connected to well activity and employs equipment directly engaging the well flow.

Any exploration activity will include the performance of well tests. This is an activity which is a central element in petroleum exploration. This is also an activity that is remote from traditional shipping. Units carrying out an activity involving direct contact between the unit and the well must be considered installations.

The test vessel may also carry equipment for processing. These are central elements in the production of petroleum. Units carrying out this type of activity in the production phase are to be considered installations, cf. below. If the test vessel is also carrying out this type of activity, the impression that the ship should be considered an installation is strengthened.

4.3 The production phase

If during the exploration phase commercial petroleum deposits are discovered, they are likely to become subject to production. Production is a central part of petroleum activities. Units performing the actual production of petroleum are clearly to be considered installations, even if they have a "shiplike" appearance.

4.3.1 Treatment

In order to land produced petroleum, the petroleum must go through certain phases, viz. treatment, and possibly storage and transport. If treatment is carried out at the installation where production is taking place, the legislation will apply in full to the treatment. The question is how to deal with treatment intended to be carried out on other units, or if, after the initiation of production, it is decided to increase the existing treatment capacity. In the previous safety regulations for production, Royal Decree of 9 June 1976, the regulations were applicable to production installation (Section 2). In theory (ref. Knut Kaasen"s book on regulation of safety in the petroleum activities, p. 93) the concept "production installation" was considered to include all units performing treatment. Units carrying out treatment are typical of petroleum activities and have little to do with traditional shipping operations. In addition these units are in direct contact with the produced petroleum. Petroleum must go through stages of treatment in order to be landed. This is part of the integrated functions that are necessary for the performance of petroleum production, and it is also an activity characterised by being necessary for the entire duration of petroleum production. Whether the specific activity goes on for a short or long period of time, is without importance in this connection. Units carrying out treatment of petroleum are considered installations.

4.3.2 Testing

As during the exploration phase, testing is also carried out in the production phase. The testing will then be carried out in the same way as during the exploration phase. Testing may take place from an independent unit. Test activities are directly associated with well activities, and equipment used is directly connected with the well. As referred to in the case of the exploration phase, this is an activity which is so directly connected to the well activities that units performing this type of activity must be considered installations.

4.3.3 Well workover

In connection with petroleum production, workover of production wells is carried out. In performing well workover, tools are introduced into the well. Equipment within the well is replaced and valves are opened, cleaned or closed. The unit carrying out well workover controls the equipment performing the workover, and there is consequently direct contact from the well workover unit down into the well. Such activity has little to do with traditional shipping. The units carrying out activities with such close connection to and effect on what goes on downhole, must be considered installations.

4.3.4 Well stimulation

Another activity that may also be closely connected to well activities is well stimulation.

In well stimulation, activity is carried out within the well in order to improve the production ability. This may for example be carried out by using acids to clean up old perforations. Acid is introduced into the well by connecting a marine riser or flexible hose to the wellhead, alternatively by using coil tubing down to well points that are to be stimulated. The acid mixture will be delivered from tanks. The acid mixture will be directly in contact with the well and activities within it. In some cases, stimulation work is carried out by well stimulation vessels carrying tanks equipped with acid mixture pumps and hoses for connection to marine riser or coil tubing. The activities carried out by the well stimulation vessel have little to do with traditional shipping operations and they are directly connected to central aspects of petroleum activities, viz. well activities, and consequently the well stimulation vessel must be considered an installation.

In certain instances, the well stimulation vessel does not itself perform the stimulation work. It merely carries out the transport of stimulation liquid to the installation. Stimulation liquid is pumped from the well stimulation vessel into tanks on board the installation. The installation does not necessarily have to use the stimulation liquid at once. It may be used later as required. In these instances, the well stimulation vessel has the character of an ordinary supply vessel, merely performing transport of material for the petroleum activities. This is in the nature of traditional shipping activities, and must be considered as such. The ship is considered a vessel.

4.3.5 Mud treatment

In the same manner that the nature of activities of a well stimulation vessel may differ in character, the activities of a mud treatment vessel may differ in character.

In some instances the activity carried out is merely a supply function. This is the case in those instances when the mud is transported out to the installation and then pumped into tanks on board the installation for later use as required. This is activity similar to traditional shipping operations. In this case, the ship does not carry out any activity connected with the actual use of the mud. It only fills a transportation and supply function, and the ship is considered a vessel.

Certain mud treatment vessels participate more actively in the treatment of mud. In such cases, the hose from the ship is connected to the pump pipe arrangement of the installation. Mud is pumped from the ship, through the ship hoses directly into the pipes of the installation, and through them down into the well. There is direct contact from the ship hoses to the well, and the ship is participating in activity directly related to the well. The ship is engaged in a central aspect of petroleum activities, viz. well activities. Ships of this nature may stay alongside a main installation for the entire lifetime of the field, or may replace or supplement the mud treatment activity of the main installation for a period of time. This type of activity has little to do with traditional shipping operations, and a ship carrying out this type of activity must be

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considered an installation. This applies regardless of the duration of the activity, i.e. both when it lasts for the entire lifetime of the field, and when it only goes on for a few days.

4.3.6 Water injection

Also in case of water injection the question may arise whether the water injection unit is an installation or a vessel. The problem arises in the instances where the water injection equipment is not located on board the main installation, but on an independent unit alongside the main installation. The situation will then usually be that the water injection unit will carry pumps for the suction and transfer of water. Water is transferred directly into the well through hoses on the water injection unit which are connected to the well. This is an activity directly related to the well activities, and has little to do with traditional shipping operations. The water injection unit is consequently considered an installation.

4.3.7 Flotels

To permit the operation of petroleum activities such as exploration and production from manned installations, hotel facilities for the crew are required. If the hotel module is located onboard exploration or production installations, it is a part of the main installation, and consequently fully regulated by both the PA and the WEA. The question however remains how to consider a hotel module located on a separate unit outside of the main installation.

To be able to carry out continuously manned exploration and production activities, permanent hotel facilities are needed, even if the capacity requirements may vary. This is one of several integrated functions that must be available at all times. That the hotel facility may be located either on board the main installation or on an independent unit, should not in itself indicate any reason for the application of different legislation for the different accommodation modules. After all, they are designed to serve the same needs.

In some instances, the entire hotel capacity will be located on a separate unit, in other instances only parts of it. Likewise, the independent hotel capacity may be needed for the entire lifetime of the field in some instances, and only for the duration of certain operations in others. Whether the independent unit covers the entire need for living quarters or only parts of it, or whether its use is of shorter or longer duration, is in this connection without importance. It is the activity as such that will be decisive.

From the notes to Section 1 of the WER, it is made clear that flotels are considered to be installations pursuant to the PA, and consequently also the WER.

In view of the permanent necessity of hotel capacity as an integrated part of operating manned exploration and petroleum activities, flotels and, if applicable, passenger ships used to supply hotel capacity must be considered installations.

4.3.8 Units carrying out workshop type activities

Particularly during an early phase, separate units where equipment or modules are completed before being hoisted onboard the main installation may be used. Even in later phases, separate units may be used to carry out repair and maintenance work on equipment. In particular, this may be relevant for repair and maintenance work on equipment parts belonging to subsea installations. Work of this kind is more typical of ordinary workshop activities, and is not unique to the petroleum activities. In addition this is an activity for which the need is more sporadic. In Ot. prp. No 72, page 37, it is expressly stated that crane barges are comprised by the concept supply and standby vessels. To the extent that a unit intended for workshop type activities carries out hoisting operations, the unit is not considered an installation. In the Ot. prp., crane barges, other service vessels and pipelaying vessels are listed. The question is if units carrying out workshop type activities should not be considered service vessels, like pipelaying vessels. In the same manner that a pipelaying vessel will complete and install equipment, a unit intended for workshop type activities will do the same. Crane operations, pipelaying, as well as repair and maintenance work, have in common their quality of traditional workshop operations, and should consequently be treated in the same manner.

In Section 1, paragraph four of the WER it is laid down that in principle, the WEA does not apply to vessels performing construction, pipelaying or maintenance activities. In the legislative history, NOU 1989:15, pages 24-25 the following is stated on this issue:

"A considerable amount of these activities, however, take place from or in connection with vessels that for a shorter or longer period of time are brought into the activities and carry out certain work operations. Examples may for instance be crane vessels executing one or more hoisting operations in connection with the assembly of modules at a production installation, pipelaying vessels engaged in laying pipelines between the installations or between installations and the shore, or special purpose vessels engaged in maintenance work in connection with sub-sea production installations."

It has always been the intention that the WER should make the same distinction between installations and vessels as the PA.

It follows from this that units intended for workshop type activities, which are performing hoisting operations and repair and maintenance work on equipment, are considered vessels.

Even if the workshop activities unit is considered a vessel, the NPD may stipulate requirements to elements affecting the quality of the completed product. The equipment which is intended to remain onboard the installation after the construction or repair work must be adequate, i.e., the quality of the work carried out on the pipeline or the sub-sea installation must be adequate. The evaluation will be corresponding to that relating to the onshore construction phase of the installation. Cf. also section 5.

4.3.9 Storage installations and petroleum transport vessels

Before the petroleum is transported ashore, it will in many cases have been stored for some time at the field. If storage takes place on the installation carrying out production, the legislation will apply in full to the storage. The question is how to deal with storage which is intended to take place on other units, or if at a later time storage is arranged totally or partly on other units. In the previous safety regulations for production, Royal Decree of 9 June 1976, the regulations were applicable to production installations (Section 2). In theory (ref. Knut Kaasen"s book on regulation of safety in the petroleum activities, p. 93) the concept "production installation" was considered to include all units carrying out a storage function. Storage of petroleum at the field before transportation to shore constitutes a part of the central petroleum activities. This also applies if the storage unit is a ship. If the ship is permanently placed for the entire lifetime or for part of the lifetime of the field, and is not carrying out transportation of stored petroleum, the ship is without doubt an installation.

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On the other hand, as previously mentioned, a traditional transport vessel for petroleum is not considered to carry out petroleum activities, and is consequently not regulated by the petroleum legislation.

The problem arises in the evaluation of units that have both a storage and a transport function. Here, several different possibilities may exist. The field may have a permanent storage unit, but for various reasons have need of additional storage capacity. Additional storage may be arranged using a ship that carries out its own unloading either occasionally or more frequently. Other fields again have no permanent storage facility at all. Only ships leaving the area when the tanks are loaded are used. How frequently the ship departs from the field will vary according to the rate of production, i.e. the ship may remain at the field for months or only a few days.

In those cases when a transport vessel may function as a storage unit and at the same time may transport the petroleum from the field on its own keel, there will be a problem in deciding if the ship in the case in question has a storage function, and when the storage function begins and ceases. The NPD consequently finds it expedient to consider the entire activity a transport activity, and accordingly not to consider the ship an installation at any point of time in those cases where the ship regularly transports oil from the field on its own keel. To the extent that the transport ship also carries out processing while at the field, the ship will be considered an installation for as long as processing is performed, in as much as it is carrying out a central petroleum activity, cf. subsection 4.3.1.

When the storage and transport vessel is an installation, the entire ship is regulated by the petroleum legislation. However, when the same ship is a vessel, it is not considered to carry out petroleum activities, and in such case it cannot be subjected even to more limited regulation, at least not while under way from a field to the shore. The situation must, however, be regarded differently when the ship is inside the safety zone. When a ship is operating within the safety zone, this activity must be considered a petroleum activity and the ship a vessel. Such ships would in fact not have been permitted inside the safety zone unless the purpose was to carry out petroleum activities. For this reason it must under the petroleum legislation at least be possible to impose requirements to transport vessels within the safety zone in the same manner that requirements may be imposed on other vessels with regard to matters that affect the installation, the crew onboard the installation, or which are of consequence to the environment, cf. section 5.

4.4 Several concurrent activities

To the extent a unit is performing several central petroleum activities, e.g. exploration, production, processing etc., this creates no problem. The unit is to be considered an installation.

The situation will be the same if the unit is performing several supply and standby vessel activities, e.g. simultaneously as a supply and crane vessel. The entire ship is to be regarded as a vessel.

The issue is more difficult if the vessel is carrying out a central petroleum activity concurrently with the execution of supply and standby vessel activity. E.g. in the case of a crane vessel using its cranes while serving as a flotel for main installation personnel. If the most significant and dominating activity on board is the flotel function, the entire ship must be considered an installation. If flotel service is only a minor part of the activity of the ship, the ship can hardly be regarded as an installation, instead the entire ship must be considered a vessel.

Whether ships that carry out several activities of a different nature concurrently are to be considered as vessels or installations, must be decided on the basis of an overall totality evaluation in each individual case.

5 AUTHORITY TO REGULATE VESSELS

In respect of "installations" employed in the petroleum activities, the legislation is aspplicable in full, i.e. with regard to both the activities of the installation, and the "internal life of the installation". In case of a vessel, the situation is different. Vessels are comprised by the PA as a consequence of the fact that the PA applies to the petroleum activities in general. Vessels carrying out petroleum activities are governed by the petroleum legislation, but only to the extent of the functions of the vessel.

The basis in international law for deciding to what extent this applies is, as previously mentioned, expressed in the Geneva Convention and the provisions of the Law of the Sea Treaty, to the effect that the coastal state has "sovereign rights" with regard to exploration and production of petroleum deposits, cf. Article 2 of the Geneva Convention and Article 77 of the Law of the Sea Treaty, respectively. In the Ot. prp. No 72, page 12, the following is stated:

"The term sovereign rights has been interpreted in the theory of international law in both a broad and a strict sense. According to a narrow interpretation the

legislative powers will be limited to activities directly associated with exploration and exploitation. The legislative powers will furthermore be limited to rules and

regulations necessary for these activities. According to a wide interpretation, there will be no limitation to the scope of legislative powers, consequently allowing

the coastal state to regulate all aspects of the activities."

With regard to the extent to which regulation has been enforced in relation to vessels, the authorities have largely abstained from regulating vessels pursuant to the WEA, with the exception of partial regulation of diving vessels and certain vessels where the ministry is authorised to enforce compliance with the WEA.

In the PA, provision has been made for a limited regulation of vessels. In the Innst O 33 (84-85), page 8, the following is stated:

"Distinction must be made between the vessel and its functions. It is the functions of the vessel, notably those with a natural connection with exploration and

production etc., that fall within the scope of the Act. The Ministry will in the following define more in detail the practical implications of this as far as safety

considerations are concerned. Pursuant to the safety regulations presently in force relating to production and drilling respectively, the Ministry of Local

Government and Labour is empowered to stipulate safety requirements to service vessels, construction vessels, crane vessels, pipelaying vessels and other vessels

employed in the activities, to secure installations or facilities for production, pipeline transportation or drilling for petroleum, against damage, or to protect the

crew on board such installations or facilities. Reference is made to Section 4A of Royal Decree of 3 October 1975 and Section 5A of Royal Decree of 9 June 1976.

In the new draft safety regulations a corresponding provision is included in Section 31. To ensure that such vessels do not constitute any danger to installations,

crew and the environment, cf. the requirement for safe and prudent operations in Section 45 of the draft act, it is however necessary to impose additional

requirements in connection with the operation of the vessels in the petroleum activities."

With regard to the extent to which regulation should be enforced in relation to the vessels, reference is made to the general statements in the Ministry"s comments to the safety regulations, page 9, where the following is stated:

"The chapter (Chapter II) also contains provisions authorising the exercise of some control of vessels participating in the activities, e.g. diving vessels.

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The Ministry wishes to emphasise that both for reasons relating notably to international law and because of the traditional reluctance of Norway to exercise

Norwegian jurisdiction over foreign vessels, it is a basic premise that the proposed legal authority is only intended to be exercised in cases where there is, purely

for reasons of safety, a necessity for inspection and control of these vessels. In principle, accordingly, the vessel is subject to flag state jurisdiction."

In evaluating the extent to which regulation may be enforced on vessels, it must be borne in mind that the PA regulates petroleum activities, including their effects on other activities and the environment. Matters that clearly fall outside of this scope are not subject to regulation. In many cases, internal matters onboard a vessel will have no impact whatever on the petroleum activities, they only relate to the safety and welfare of those onboard.

As a fundamental premise, therefore, distinction should be made between a vessel"s "external matters" and its "internal matters". This means that there must be a basis for to a greater extent imposing requirements relating to external matters, as there is a greater possibility that these matters may have significance for installations and for people on board them. Normally the "internal life" of a vessel will be exempt from regulation, but it is conceivable that even this may have significance for installations and for people on board them. How far regulation can be carried in such cases must be individually considered for the actual vessel. In addition, this must be considered in view of the special provisions that may apply to the particular type of vessel in question according to the Safety Regulations and the statements in the Ministry"s comments to the regulations. It is possible that the regulation of certain categories of vessel has moved further in the direction of the internal matters of the vessel than is the case for other vessels. In this connection it may be of interest to consider how far regulation has been carried in previous legislation. If there is no particular support for the opposite in the legislation and the legislative history, the assumption must be made that the intention of the safety regulations is to regulate at least the same matters as those that were previously regulated.

A category of vessels where the regulation of matters on board has been carried relatively far is diving vessels.

The question has been raised whether, pursuant to the petroleum legislation, the licensee is responsible for emergency preparedness of helicopters when they are positioned outside the safety zone. The emergency preparedness of helicopters can scarcely be said to be of significance to the actual activities carried out on board installations. Questions of emergency preparedness relating to aircraft are in this respect not matters regulated by the petroleum legislation.

The question has also been raised whether the safety of the crew onboard a ship carrying out ROV activities is comprised by the petroleum legislation. In principle the safety of the crew of a vessel, including a ROV vessel, is not regulated by the petroleum legislation. Requirements can only be enforced on the vessel in matters concerning the safety of the installation, of personnel on board the installation and, if applicable, the environment. Requirements to the vessel based on the safety of the installation may, however, indirectly also increase the safety level for the crew on board the vessel.

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Annexe n°4 CODE MARITIME NORVEGIEN. VI installations for the Exploitation of Offshore Resources

Section 39 Fixed installations

Fixed installations under construction in Norway for use in exploration for or exploitation, storage or transport of subsea natural resources or in support of such activities, and building contracts for such installations, can at the request of the owner be entered in the Register of Ships under Construction, provided they are to be wholly or partly located in Norwegian territory or the Norwegian part of the continental shelf, and that such an entry will not be contrary to the obligations of Norway under international law. Large sections of fixed installations and building contracts for such sections can also be entered in the Register provided they are to be or are being built in Norway under separate building contracts.

Fixed installations for use in exploration for or exploitation, storage or transport of submarine natural resources other than petroleum deposits or in support of such activities can at the owner's request be entered in the Register of Ships, provided they are wholly or partly located in Norwegian territory or the Norwegian part of the continental shelf, and that such an entry will not be contrary to the obligations of Norway under international law.

The provisions of the present Chapter and in Sections 41 to 44 shall apply correspondingly as appropriate. The mortgaging of such an installation may comprise appurtenances and equipment that can be mortgaged. The mortgaging can also comprise any permits that may have been granted for the exploitation of natural resources pursuant to Act of 21 June, 1963, No. 12 Relating to Scientific Research and Exploration for and Exploitation of Subsea Natural Resources other than Petroleum Resources, in so far as this is compatible with the rules which otherwise apply to such permits.

Sections or building contracts for sections can be separately mortgaged if the section in question is to be built or is being built according to a separate building contract and has been entered in the Register according to the first or second paragraph. The second period of the first paragraph of Section 43 does not apply to fixed installations. The mortgage ceases to attach when the section is delivered to the purchaser.

Chapter 3 Mortgages on Ships, etc.

I Registered Mortgages, etc.

Section 41 Registration as a Condition for Legal

A voluntarily established mortgage on a ship can only obtain protection by registration of the right in the provisions of Chapter 2.

Regarded as ships are: 1) a ship which must or can be entered in the Register of ships, cf. Section 1; 2) a construction which can be entered in the Register of Ships in accordance with Section 33; 3) a ship or construction which is being built, and a building contract, all provided it can be entered in Register of Ships under Construction, cf. Section 31 the third

paragraph of Section 33.

The provisions of the first and second paragraphs apply correspondingly to execution liens. If the ship is not in the Register of Ships or in the Register of Ships under Construction, judicial registration of such a lien takes the place of registration, and the lien shall be on the owner's sheet in the Register of Mortgaged Movable Property. If the ship is subsequently entered in the Ships or Register of Ships under Construction, registered execution lien shall be transferred to Chat register.

Section 42 Principle of Specification

Mortgages on ships, etc., cf. the second paragraph of Section 41, cannot obtain legal protection unless the registered document evidencing the right specifies the subject matter of the mortgage and also records the amount of the mortgaged debt or the maximum sum thereby secured. The amount shall be stated either in Norwegian or foreign currency.

Section 43 Mortgages on Ships under Construction, etc.

In the absence of agreement to the contrary, a mortgage on a ship under construction or to be constructed in Norway shall also attach to the ship's main engines and larger sections of the hull, provided that the engines or sections in question are being built or have been brought within the precincts of the yard of the main builders. If such parts are being built in another builder's yard in Norway, it can be agreed that the mortgage shall also attach to such parts.

As regards any ship with a greatest length not exceeding 10 meters, the provisions of the first paragraph shall not preclude the establishment by agreement of a seller's lien on any engines, radio equipment or electronic equipment (for navigation or similar use) for the ship.

The provisions of the first and second paragraphs apply correspondingly to hovercraft.

The provisions of the present Section do not apply to ships of the kind mentioned in the first paragraph of Section 4.

II Maritime Liens, etc., on Ships.

Section 51 Claims secured by Maritime Liens

Claims against a reder144 shall be secured by maritime liens against the ship, in so far as they relate to: 1) wages and other sums due to the master and other persons employed on board in respect of their employment on the vessel; 2) port, canal and other waterway dues and pilotage dues;

144 The use of the term "reder" has been explained in the preface.

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3) damages in respect of loss of life or personal injury occurring in direct connection with the operation of the ship; 4) damages in respect of loss of or damage to property, occurring in direct connection with the operation of the ship, provided the claim is not capable of being based

on contract; 5) salvage reward, compensation for wreck removal, and general average contribution.

A maritime lien shall arise also if the claim is against the owner, charterer, manager or any person to whom the shipowner has delegated his or her functions.

A claim as set out in subparagraphs 3 and 4 of the first paragraph does not establish a maritime lien if the damage results from the hazardous properties of nuclear fuel or of radioactive products or waste.

Claims as set out in subparagraphs 3 and 4 of the first paragraph do not establish maritime liens if the damage results from pollution occurring while a ship of the type mentioned in he first paragraph of Section 4 is being used for exploration for or exploitation of offshore resources?

In the absence of agreement to the contrary, the mortgage also attach to materials and equipment which are within the precincts of the yard of the main builders, or, as the case be, within the yard of the builder constructing the main or any larger section of the hull, provided always that the materials and the equipment are distinctly identified by or other means as intended to be incorporated in the ship or the main engines or in the section. The mortgage shall cease attach to any materials or equipment which are sold and from the yard, unless the purchaser knew or ought to have that the sale was unauthorized by reason of the terms of the mortgage.

The provisions of this Section apply correspondingly to constructions within the scope of Section 33.

Section 44 Maturity

A debt secured by a contractual mortgage on a ship entered in the Register of Ships shall fall due, in addition to on the stipulated in the contract, when: 1) the ship is lost or scrapped; 2) the security of the mortgagee is materially impaired in consequence of damage to the ship; 3) the ship loses its nationality; 4) the ship is sold in a forced sale or other sale according to the Act Relating to Enforcement of Claims; 5) bankruptcy or public debt settlement proceedings are instituted against the owner of the ship or against the debtor; 6) there is a substantial breach of the obligation to pay interest and installments and to keep the skin: in good order and insured according to the contract.

The provisions of the first paragraph apply correspondingly as appropriate to constructions within the scope of Section 33, such constructions and ships in the course of construction, to building contracts.

Section 45 Appurtenances, etc.

Mortgages and other encumbrances upon any ship which has been can be entered in the Register of Ships, cf. Section 11, shall also attach to each separate part of the ship, and to anything belonging to the ship which is on board or has been removed. No separate right can be established to such parts or appurtenances. Provisions, fuel and other consumable stores shall be deemed not to be such appurtenances.

The provisions of the first paragraph do not apply to any appurtenance belonging to a third party, and which has been hired by the shipowner on a contract which the shipowner can terminate at no more than six months' notice.

Section 180 Limitation of Liability without Constituting a Limitation Fund

Limitation of liability can be invoked although no limitation fund has been constituted.

In actions concerning claims which are subject to limitation, the Court shall in applying the provisions of the present Chapter only consider those claims which are brought before it. If a liable party argues that other claims subject to limitation to the same amount should also be taken into account, a reservation concerning limitation of liability in consequence of such claims shall be made in the judgment.

A judgment without a reservation according to the second paragraph can be enforced when it is final. If the judgment does contain such a reservation, it can nevertheless be enforced unless a limitation fund is constituted and the Court finds cause to deny the application for enforcement pursuant to Section 178.

The parties can leave the calculation and distribution of the limitation amount to an average adjuster. Disputes as to the correctness of an average adjuster's decisions can be brought before the Courts.

Section 181 Warships, Drilling Vessels, etc.

The limits of liability for warships and other ships engaged in non-commercial State activities, cf. subsections 2 and 3 of Section 175, shall in no case be calculated according to a lower tonnage than 5,000 tons. The right to limitation of liability does not extend to claims relating to damage or loss due to the particular characteristics or use of warships. The same applies correspondingly to damage or loss caused by other ships being used in non-commercial State activities. The provisions of this paragraph do not apply to ships mainly used in ice-breaking or salvage.

With regard to vessels built or equipped to drill for natural resources under the sea bed, the limits of liability according to subsections 2 and 3 of Section 175 shall regardless of the size of the vessel be respectively 12 million SDR and 20 million SDR for claims arising from damage or loss caused while the vessel is used in drilling operations.

Section 182 Scope of Application

The provisions of Sections 171 to 181 shall apply in all cases in which limitation of liability is invoked before a Norwegian Court. Whether or not a claim as mentioned in subparagraph 5 of Section 173 is subject to limitation of liability shall be decided according to the laws of the State that, according to

Chapter 21 Mobile Platforms, etc.

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Section 507 Drilling Platforms and Similar mobile Constructions

Drilling platforms and similar mobile constructions which are not regarded as ships and are intended for use in exploration for or exploitation, storage or transportation of subsea natural resources or in support of such activities, shall be considered Norwegian if they are owned by any person as mentioned in the first paragraph of Section 4 and have not been entered in the register of another country. The owner shall request entry of the construction in the Register of Ships according to the 1 provisions of Section 12, which apply as appropriate. The provisions of Sections 5, 7, 8 and 9 also apply correspondingly in so far as they are relevant to these constructions. The ministry can in special cases make exceptions to the obligation to register.

The constructions are regarded as ships and their operation as shipowning activities in relation to the provisions of Chapters 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 16, 18, 19 and 20, subject to the following special provisions and exceptions: 1) What is laid down about the master and the first mate applies correspondingly to the person with the highest authority on board the construction and to his or her

permanent deputy. 2) The limits to liability according to subsections 2 and 3 of Section 175 shall irrespective of the size of the construction be 12 million SDR and 20 million SDR

respectively. 3) Maritime liens according to Section 51 confer no claim to damages in respect of pollution damage arising in connection with activities as mentioned in this

Section. 4) The provisions in Section 45 do not apply.

5) A maritime inquiry according to Section 472 is only compulsory if no other provision has been issued concerning inquiries in a statute or in pursuance of a statute. A maritime inquiry shall in the event be held as soon as possible after the event in question, even if the platform does not go to a port. The Maritime

Directorate can decide where a maritime inquiry shall be held.

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Annexe n°5 NPD cases

Case no 1 Translation (extract) LETTER FROM THE MINISTRY OF LOCAL GOVERNMENT AND REGIONAL DEVELOPMENT (Extract)

DET KONGELIGE KOMMUNAL- OG REGIONALDEPARTEMENT

KONTORADRESSE: AKERSGT. 59 - POSTADRESSE: POSTBOKS 8112 DEP., 0032 OSLO

TELEFON 22 24 90 90

TO: Esso Norge AS P O Box 60 4033 FORUS Dated 5 June 1998 APPLICATION FOR TEMPORARY SAFETY ZONES ON THE BALDER FIELD Reference is made to your letter of 6 April 1998 from Esso Norge AS to the Ministry of Local Government and Regional Development concerning the application mentioned above. .….. It is further applied for four temporary safety zones (B – E) which shall protect installed pipelines and cables between the production facility and the wells, until these have been covered up. ……. As regards Esso’s application for the establishment of temporary safety zones for the protection of pipelines and cables (B – E), pipelines and cables are exempted from the legal authority in section 6 third paragraph in the safety zone regulations. The Ministry therefore dismisses this part of the application. Moreover, the Ministry will remark that areas with prohibition against anchoring and fishing are to be regarded as safety zones according to international law. It is only the provision on safety zones which establish the legal authority for the coastal state to stipulate restrictions connected to fishing and shipping according to the Geneva Convention of 29 April 1958 and the Convention on the law of the sea of 10 December 1982. Because of this, the Ministry will be reserved against using the legal authority establishes in section 9 of the safety zones regulations for establishing areas with prohibition against anchoring and fishing over pipelines and cables. Conclusion: According to section 6 third paragraph, the Ministry dismisses Esso Norge’s application concerning temporary safety zone for the protection of pipelines and cables (B – E).

OLJEDIREKTORATET PROF. OLAV HANSSENSVEI 10, BOKS 600.4001 STAVANGER - TELEFON 04 87 60 00 TELEFAX 04 55 15 71 TELEX 428W NOPED

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Case no 2

DET KONGELIGE KOMMUNAL- OG REGIONALDEPARTEMENT

KONTORADRESSE: AKERSGT. 59 - POSTADRESSE: POSTBOKS 8112 DEP., 0032 OSLO

TELEFON 22 24 90 90

RESUME CASE CONCERNING APPLICATION FOR AREA WITH PROHIBITION AGAINST ANCHORING AND FISHING EXCEEDING 500 METERS. DECISION BY THE MINISTRY OF LOCAL GOVERNMENT AND REGIONAL DEVELOPMENT. The relevant Norwegian legal framework is: regulations relating to safety zones etc, section 9. (Regulations laid down by Royal Decree 9 October 1987 pursuant to act relating to petroleum

activities). In 1996, Esso Norge A.S (Esso) as operator for the Balder field applied for an area with prohibition against anchoring and fishing around four groups of subsea installations. Seeing that the subsea installations were situated fairly close together, the operator asked for a common area with a 1650 meter radius. The application for a common area was denied and in its letter dated 16 December 1996 to Esso, the Ministry of Local Government and Labour granted four separate, permanent areas, each for 500 meters according to section 9 second paragraph of the regulations. The decision was based mainly on an interpretation of international law (i e the Treaty of the Sea, 10 December 1982). In this context, areas with prohibition against anchoring and fishing must be seen as identical to safety zones, i.e the limitations on extension are the same.

OLJEDIREKTORATET PROF. OLAV HANSSENSVEI 10, BOKS 600.4001 STAVANGER - TELEFON 04 87 60 00 TELEFAX 04 55 15 71 TELEX 428W NOPED

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Case no 3

Resume: LETTER FROM THE MINISTRY OF LOCAL GOVERNMENT AND REGIONAL DEVELOPMENT (Extract)

DET KONGELIGE KOMMUNAL- OG REGIONALDEPARTEMENT

KONTORADRESSE: AKERSGT. 59 - POSTADRESSE: POSTBOKS 8112 DEP., 0032 OSLO

TELEFON 22 24 90 90

TO:

Phillips Petroleum Company Norway Postboks 220 4056 TANANGER

Dem røt. Vår ref. ~tt ved svar) Dato

24 MAI 1993

Dal,

Pli 1007/93 BS/bs OD 92/6823/LiN/SØ

ORDER – PERMANENTLY PLACED INSTALLATION Letter 24 May 1993 from the NPD to Phillips Petroleum Co Norway. Order to implement risk reducing activities (physical rebuilding/adjustments) to the 2/4 tank in the Ekofisk field. Among other things: installing of a new escape route, fire protection of walls, evaluating of the effect of installing explosion safe panels.

OLJEDIREKTORATET PROF. OLAV HANSSENSVEI 10, BOKS 600.4001 STAVANGER - TELEFON 04 87 60 00 TELEFAX 04 55 15 71 TELEX 428W NOPED

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120

Case no 4 Resume: LETTER FROM THE MINISTRY OF LOCAL GOVERNMENT AND REGIONAL DEVELOPMENT (Extract)

DET KONGELIGE KOMMUNAL- OG REGIONALDEPARTEMENT

KONTORADRESSE: AKERSGT. 59 - POSTADRESSE: POSTBOKS 8112 DEP., 0032 OSLO

TELEFON 22 24 90 90

Likelydende brev til rettighetshaverne i lisens 018

Deres ref. Vår ref. (bes oppgitt ved 5var) Dato

OD 92/6823 /LiN/SØ/RH7AgWGGr/TG 18.Nov 1992

PÅLEGG OM PROSESSERINGS- OG TRANSPORTVIRKSOMHET PÅ 2/4-TANK

ORDER – PERMANENTLY PLACED INSTALLATIONS Letter 18 November 1992 from the NPD to the licensees of production license 018. The licensees are ordered to submit a binding plan before 1 July 1993 for a long-term solution to attend to the safety of the processing and transporting activities in the Ekofisk centre. The background for this order was a general deterioration of the installations due to ageing/difficult conditions combined with the fact that a major number of the installations in the Ekofisk field were sinking steadily as the result of a collapse of the underground. The situation was regarded as grave especially because the great Ekofisk tank (2/4T) functioned as the major cross roads for pipelines on the Norwegian continental shelf. The order resulted in a rebuilding of the Ekofisk centre, including among other things the building of two new installations and the decommissioning of several of the older ones.

0 L J E D l R E K T 0 R A T E T

PROF. OLAV HANSSENSVEI 10, BOKS 600,4001 STAVANGER -TELEFON (04) 876000 TELEFAX (04) 55 1571 TELEX42863 NOPED

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Case no 5 Resume: LETTER FROM THE MINISTRY OF LOCAL GOVERNMENT AND REGIONAL DEVELOPMENT (Extract)

DET KONGELIGE KOMMUNAL- OG REGIONALDEPARTEMENT

KONTORADRESSE: AKERSGT. 59 - POSTADRESSE: POSTBOKS 8112 DEP., 0032 OSLO

TELEFON 22 24 90 90

TO:

Statoil. . Den norske stats oljeselskap a. s. 4035 STAVANGER 2 2 DES 1997

Deres ref. Vår ref. (bes oppgitt ved svar) Dato

OD 97/1861 /AAl2.M25/OH/LiN /HSa/EÅ

ORDER – MOBILE INSTALLATION Letter 22 December 1997 from the NPD to Statoil ordering the company to submit a new application for consent (concerning safety) for the use of a mobile installation for exploration drilling. The letter states that according to NPDs supervision several conditions important to safety are amiss and this is not according to information given in the first application for consent. Among the factors mentioned are: the pumps for firewater are not according to requirements, distribution for main power is not sufficient, several door shutters are defect, the maintenance system is not complete, several working environment conditions are not according to regulations. The order resulted in a major upgrading of the installation.

OLJEDIREKTORATET PROF. OLAV HANSSENSVEI 10, BOKS 600,4001 STAVANGER -TELEFON 51876000 TELEFAX 5155 15 71151 87 19 35

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Annexe n°6 CODE MODU :

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Le statut juridique des plates-formes pétrolières.

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Le statut juridique des plates-formes pétrolières.

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« LE STATUT JURIDIQUE DES PLATES FORMES PETROLIERES »

INTRODUCTION. PAGE : 4

I°°°°PARTIE L’occupation du domaine maritime par les plates-formes pétrolières. 10 (Fonction de la mer / définition du navire)

I°°°° CHAPITRE L’occupation au regard des fonctions de la mer. 10

I°°°° SECTION L’implantation au regard du droit de la mer. 11

§I°°°° L’influence du découpage des zones maritimes sur l’exploitation pétrolière. 13

A. La plate-forme pétrolière est implantée sur le fond de la mer.

1. La plate-forme s’implante sur le plateau continental.

a) Définition donnée par le Droit de la mer.

b) Nature des droits des Etats riverains.

2. La plate-forme peut-elle s’implanter au-delà du plateau continental ?

B. La plate-forme pétrolière occupe une place à la surface de la mer.

1. Liberté conditionnelle d’une part.

2. Liberté conditionnelle d’autre part.

§II °°°°L’influence d’autres règles du droit de la mer sur l’exploitation pétrolière. 20

A. Les règles de droit de la mer en matière de pollution. B. Les règles concernant l’abandon des installations en mer. C. Les règles relatives à la coopération des Etats.

Conclusion de la section I° : 23

II°°°° SECTION L’implantation au regard du droit pétrolier de l’Etat côtier. 24

§I°°°° Attribution de la licence. 25

A. Description de la législation norvégienne. B. Conformité de ces descriptions au regard du droit communautaire.

§II°°°° La validation du PDO et l’attribution du consent. 28

A. Le plan de développement (PDO). B. Le consent.

Conclusion de la section II° : 32

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Le statut juridique des plates-formes pétrolières.

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II°°°° CHAPITRE L’occupation de la mer par référence à la définition du navire. PAGE : 33

I°°°° SECTION Caractéristiques des plates formes avant l’exploitation… 34

§I°°°°Nature juridique des engins mobiles avant l’exploitation. 34

A. La qualification de navire. B. Les autres qualifications possibles pour les plates-formes pétrolières.

1. Navire et bâtiment de mer.

2. Engin mobile offshore.

§II°°°°Régime juridique des engins mobiles avant l’exploitation. 40

A. Les règles particulières à l’Etat du pavillon sur les engins mobiles. B. Les dispositions de l’OMI sur les engins mobiles.

1. Le code MODU de 1989.

2. Les normes STW.

3. Le code ISM.

C. Les autres conventions applicables aux engins mobiles.

II°°°° SECTION …La fonction pétrolière les caractérises. 45

§I°°°° Nature juridique des plates-formes pétrolières pendant l’exploitation. 45

A. Caractéristiques des plates-formes pétrolières pendant l’exploitation. B. La qualification d’installation pétrolière dépend de la législation de l’Etat côtier. C. La classification des installations dépend également des Etats côtiers.

§II°°°° Régime juridique des plates-formes pétrolières pendant l’exploitation. 50

A. Législation pétrolière de l’Etat riverain. B. Loi applicable.

1. Compétence ratione personae.

2. Compétence ratione materiae.

Conclusion I° chapitre : 54

Conclusion I° PARTIE : 56

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Le statut juridique des plates-formes pétrolières.

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II.°°°°PARTIE L’occupation problématique du domaine maritime par les installations pétrolières. PAGE : 57 (risques de la mer / risques du puits)

I°°°° CHAPITRE L’occupation problématique des plates-formes due a leur présence en mer. 57

I°°°° SECTION La gestion des risques de la mer par les plates-formes en dehors de toute exploitation pétrolière 58

§I°°°° L’abordage. 58

A. Notions et caractères. B. Règles de l’abordage en droit international et la plate-forme. C. Règles de l’abordage en droit Français et la plate-forme.

§II°°°° L’assistance maritime. 61

A. Convention de Bruxelles de 1910. B. Loi du 7 juillet 1967. C. Régime de l’assistance appliqué à la plate-forme.

§III°°°° Les avaries communes. 62

§IV°°°° La limitation de responsabilité. 63

A. Fondement de la limitation de responsabilité du propriétaire. B. L’application du droit Français de la limitation de responsabilité à la plate-forme. C. L’application des conventions internationales à la late-forme.

II°°°° SECTION La gestion des risques de la mer par les plates-formes pendant l’exploitation pétrolière. 65

§I°°°° L’abordage lors des phases pétrolières. 65 §II°°°° L’assistance maritime lors des phases pétrolières. 67 §III°°°° La limitation de responsabilité lors des phases pétrolières. 67

Conclusion du Chapitre I° : 69

II°°°° CHAPITRE L’occupation problématique des plates-formes due a leur activité. 70

I°°°° SECTION La gestion du problème de la pollution pétrolière. 71

§I°°°° Conventions internationales contre la pollution marine. 71

A. MARPOL. B. LC72. C. OPRC. D. Conventions de Bâle et de Bamako.

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§II°°°° Conventions régionales contre la pollution marine. PAGE : 74

A. Convention d’Abidjan. B. Convention de Barcelone. C. L’accord de Bonn. D. Convention OSPAR.

§III°°°° L’apport du droit communautaire en matière de pollution marine. 76 §IV°°°°La solution norvégienne en cas de dommages causés par une installation pétrolière. 77

A. Dommages de pollution. B. Autres dommages susceptibles d’être causés par une installation pétrolière.

II°°°° SECTION La fin des activités pétrolières. 79

§I°°°° Notion d’épave de plate-forme pétrolière. 80 §II°°°°Démantèlement des plates-formes pétrolières. 81

A. Les « guidelines and standards for removal of offshore » élaborés par l’OMI. B. La Convention de Londres sur l’immersion des déchets (LC72) et son protocole de 1996. C. La position de l’Union Européenne en matière de démantèlement.

Conclusion générale : 84 ANNEXE I PETROLEUM ACT. 85 ANNEXE II SAFETY DECREE. 94 ANNEXE III THE ARRANGEMENT OF REGULATORY SUPERVISION. 105 ANNEXE IV CODE MARITIME NORVEGIEN. 113 ANNEXE V NPD CASES. 116 ANNEXE VI CODE MODU 121 BIBLIOGRAPHIE. 124 PLAN DETAILLE. 127