Sammendrag miljørisiko- og beredskapsanalyse for Snøhvitfeltet

Transkript

1 Sammendrag miljørisiko- og beredskapsanalyse for Security Classification: Open - Status: Final Page 1 of 41

2 Title: Sammendrag miljørisiko- og beredskapsanalyse for Document no. : Contract no.: Project: Classification: Open Expiry date: Distribution: Open Status Final Distribution date: : Copy no.: Author(s)/Source(s): Gisle Vassenden Subjects: Remarks: : Responsible publisher: Updated: Authority to approve deviations: Techn. responsible (Organisation unit / Name): TPD R&T FT SST ERO Gisle Vassenden Date/Signature: Responsible (Organisation unit/ Name): TPD R&T FT SST Hanne Greiff Johnsen Date/Signature: Approved by (Organisation unit/ Name): TPD R&T FT SST ERO Cecilie Fjeld Nygaard Date/Signature: Security Classification: Open - Status: Final Page 2 of 41

3 Innhold 1 Utblåsning - Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning... 4 Introduksjon Aktivitetsbeskrivelse Miljørisikoanalyse... 6 Analysegrunnlag Aktivitetsnivå Akseptkriterier i miljørisikoanalysen Utblåsningsrater og varigheter Oljetype... 9 Resultater fra oljedriftsimuleringer Resultater fra miljørisikoanalysen Mulige konsekvenser av en utblåsning Pelagisk sjøfugl Kystnære sjøfugl (nasjonale data) Marine pattedyr Strandhabitat Fisk Årlig miljørisiko Beredskapsanalyse Formål og ytelseskrav Metodikk Analysegrunnlag Utslippsscenarier Kondensatets egenskaper Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Influensområder og stranding Resultat Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere Deteksjon av olje og overvåkning av kondensat under oljevernaksjoner Håndtering av oljeskadet vilt Miljøundersøkelser Konklusjon beredskapsanalyse Referanser Appendix A Snøhvit Blowout Scenario Analysis Security Classification: Open - Status: Final Page 3 of 41

4 1 Utblåsning - Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning Introduksjon Equinor skal installere to nye brønnrammer (Askeladd) på Snøhvit feltet i 2019, og vil i første rekke bore 3 brønner til disse. Askeladd vil bli koblet sammen med resten av med en feltintern rørledning. Produksjon på Askeladd vil bli sendt via Snøhvit til Melkøya i Hammerfest. Som en konsekvens av dette er det behov for at miljørisikoanalysen for oppdateres og inkluderer aktiviteten på Askeladd. Equinor gir i dette kapittelet sin vurdering av miljørisiko og forslag til beredskapsløsning og hvilke forutsetninger disse er gjort på. Det foreligger pt et utkast til miljørisikoanalyse for utblåsningsscenarier. Endelige analyser ferdigstilles når miljørisikoanalysen er komplett med scenarie for rørledningsutslipp. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en helårlig skadebasert analyse og er utført av DNV-GL [1]. Før det gås inn på miljørisiko og de planlagte tiltakene for oljevern, presenterer vi et sammendrag av de viktigste parameterne i analysene Aktivitetsbeskrivelse i Barentshavet ligger i den sentrale delen av Hammerfestbassenget. Feltet er et gassfelt med kondensat og en underliggende tynn oljesone. omfatter forekomster i Askeladd- og Albatross-strukturene i tillegg til Snøhvit. Det eksisterer i dag havbunnsrammer på Snøhvit og Albatross, og det er gitt tillatelse til å installere bunnrammer og produksjonsrørledninger på Askeladd i løpet av Havbunnsbrønnene er fjernstyrte fra land og ligger på meters dyp. Ilandføringsledningen er en 143 kilometer lang flerfaseledning, og prosessering av gassen foregår på Melkøya i Finnmark. På landanlegget separeres og renses vann, kondensat og gass. Gassen prosesseres videre til LPG (Liquefied petroleum gas) og LNG (Liquefied natural gas) gjennom en serie fraksjoneringstrinn og kjølesykluser. Produktene overføres til store lagertanker på anlegget, for mellomlagring før lasting til tankskip for eksport. Aktiviteten på Melkøya og rørledninger er ikke inkludert i denne analysen. Askeladd-Fase 1 omfatter installasjon av to brønnrammer (J og L) med totalt 8 brønnslisser. Det er planlagt tre produksjonsbrønner. De resterende fem brønnslissene vil være ledige for fremtidig bruk. Det skal installeres to nye 20 produksjonsrørledninger på henholdsvis 35 og 6,5 km (P145 og PL 01), fra Snøhvit PLM1 til Askeladd Nord (J) og fra Askeladd Nord (J) til Askeladd Sør (L). Oppstart produksjonsboring av Askeladd er planlagt høsten Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal Security Classification: Open - Status: Final Page 4 of 41

5 Tabell 1-1. Basisinformasjon for og input til miljørisikoanalysen. Koordinater for modellerte scenarier Vanndybde Avstand til nærmeste kystlinje Snøhvit/Albatross: Breddegrad: " N, Lengdegrad: " Ø Askeladd: Breddegrad: " N, Lengdegrad: " Ø Avhengig av lokasjon (felt m dyp) Snøhvit: Ca. 110 km (Bondøya i Hammerfest kommune) Askeladd: Ca. 95 km (Trombåk i Hasvik kommune) Oljetype Snøhvit kondensat (746 kg/m 3 ) GOR (Sm 3 /Sm 3 ) Tid for boring av avlastningsbrønn Aktivitet Type scenario Utblåsningsrater 6610 (Snøhvit/Albatross) 77 døgn Felt (produksjonsboringer, kompletteringer, brønnoperasjoner og produserende brønner) Utblåsning (overflate/sjøbunn) Snøhvit/Albatross produksjon: 1200 Sm 3 /d Askeladd: 200 Sm 3 /d Goliat Figur 1-1. Beliggenheten til i Barentshavet Security Classification: Open - Status: Final Page 5 of 41

6 Figur 1-2 Planlagte bunnrammer på Askeladd i forhold til eksisterende bunnrammer på Snøhvit og Albatross ( 2 Miljørisikoanalyse Equinors tilnærming til miljørisiko er basert på hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Miljørisiko uttrykkes ved at det beregnes en sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skadepotensialet er delt inn i kategorier som angir hvor lang tid en art vil trenge til å restituere seg til det normale etter en ulykke. Graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre miljøskade (<1 års restitusjonstid), moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid), betydelig miljøskade (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig miljøskade (>10 års restitusjonstid). Miljørisikoen er vist som prosentandel av de feltspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. Analysegrunnlag Aktivitetsnivå Det har blitt gjennomført en kartlegging av aktivitetsnivå og utslippsscenariene for aktivitetene knyttet til Snøhvit-feltet (se Kap 5). Planlagt aktivitetsnivå i et høyaktivitetsår (2020) er vist i Tabell 2-1. Høyaktivitetsåret representerer et år med boreaktivitet, kompletteringer, brønner i produksjon samt brønnoverhalinger. Det normale produksjonsåret representerer et år med brønner i produksjon. Total utblåsningfrekvens for høyaktivitetsåret 2020 er 1,84E-03 (1 hendelse hvert 543 år) og total utblåsningsfrekvens for det normale produksjonsåret er 1,19E-03 (1 Security Classification: Open - Status: Final Page 6 of 41

7 hendelse hvert 840 år). Endring i total utblåsningfrekvens fra et normal til et høy aktivitetsår skyldes at Askeladd knyttes til Snøhvit-feltet. Tabell 2-1 Operasjoner og aktiviteter for Snøhvit-feltet i et høyaktivitetsår. Utblåsningsfrekvensene er hentet fra SINTEF offshore database 2017 (Lloyd s, 2018), og er summert basert på aktivitetsnivået for feltet. Aktivitet i et normalår er vist i Appendix A. Aktivitet Snøhvit Albatross Askeladd Utblåsningsfrekvens per # operasjoner # operasjoner # operasjoner år Total utblåsningsfrekvens Boring Askeladd ,96E-05 7,92E-05 Komplettering Askeladd ,75E-04 8,25E-04 Wireline Askeladd ,90E-06 2,67E-05 Produksjon Askeladd 0 0 1,5 7,91E-05 1,19E-04 Produksjon Snøhvit/Albatross ,91E-05 7,91E-04 Totalt 1,84E Akseptkriterier i miljørisikoanalysen I analysen av miljørisiko knyttet til benyttes Equinors feltspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 2-2). Tabell 2-2. Equinors akseptkriterier for miljørisiko. Miljøskade Varighet av miljøskade Feltspesifikk risiko per år: Mindre 1 måned 1 år < 2 x 10-2 Moderat 1 3 år < 5 x 10-3 Betydelig 3-10 år < 2 x 10-3 Alvorlig < 10 år < 5 x Utblåsningsrater og varigheter Rate- og varighetsfordelingen for er presentert i Tabell 2-3 Tabell 2-7. Som tabellene viser er utblåsningsraten for Akseladd vesentlig lavere enn for produksjon på Snøhvit og Albatross. Utblåsning fra produksjon fra disse to feltene vil være dimensjonerende for miljørisiko og beredskap på. Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. For er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 77 døgn. Security Classification: Open - Status: Final Page 7 of 41

8 Tabell 2-3 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for utviklingsboring på Askeladd. Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten Overflate 21 % Sjøbunn 79 % % 0,52 0,19 0,14 0,05 0, % % 0,40 0,19 0,18 0,08 0, % Tabell 2-4 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for komplettering av utviklingsbrønner på Askeladd. Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten Overflate 97 % 200 0,52 0,19 0,14 0,05 0, % Sjøbunn 3 % 200 0,40 0,19 0,18 0,08 0, % Tabell 2-5 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for wireline/brønnoverhalinger på Askeladd. Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten Overflate 0 % NA NA NA NA NA NA NA Sjøbunn 100 % 200 0,40 0,19 0,18 0,08 0, % Tabell 2-6 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for produserende brønner på Askeladd. Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten Overflate 0 % NA NA NA NA NA NA NA Sjøbunn 100 % 200 0,40 0,19 0,18 0,08 0, % Security Classification: Open - Status: Final Page 8 of 41

9 Tabell 2-7 Rate- og varighetsfordeling med tilhørende sannsynligheter for overflate- og sjøbunnsutblåsning for produserende brønner på Snøhvit og Albatross. Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten Overflate 0 % NA NA NA NA NA NA NA Sjøbunn 100 % ,40 0,19 0,18 0,08 0, % Oljetype I modelleringen av oljedrift gitt en utblåsning fra Snøhvit-feltet benyttes Snøhvit kondensat. Beskrivelsen av Snøhvit kondensat er hentet fra forvitringsanalysen utført i 2001 [2]. Snøhvit er et parafinsk kondensat med høyt innhold av lette komponenter. Kondensatet emulgerer ikke og økningen i viskositet med avdamping er liten. Viskositeten til Snøhvit kondensatet vil ikke overstige 10 cp. Dette er svært lavt. Den lave viskositeten sørger for en høy grad av naturlig dispergering. Flakets levetid ved vindhastigheter over 5 m/s vil ikke overskride 12 timer. Ved lave vindhastigheter (2m/s) kan deler av flaket overleve flere dagers forvitring på sjøen. Bruk av dispergeringsmidler kan da være et aktuelt beredskapstiltak. Et slikt forvitret residue av Snøhvitkondensatet på overflaten vil ikke ha stivnepunktsproblemer og antas derfor å være lett dispergerbar med dispergeringsmiddel. Snøhvit kondensatet vil ha svært lave viskositeter gjennom hele forvitringsforløpet. Dette samt den store spredningen av flaket vil trolig gjøre mekanisk oppsamling uegnet som bekjempelsesmetode. På grunn av høy grad av avdamping og naturlig dispergering vil mekanisk oppsamling i de fleste tilfeller aldri bli nødvendig på grunn av flakets korte levetid på sjøen. Ved lave vindhastigheter (2 m/s) vil imidlertid små rester av flaket (under 5 % av opprinnelig utslippsmengde) kunne overleve i flere dager på havoverflaten. Analyser av Snøhvitkondensatet viser at tettheten har minket i perioden Det er heller ikke funnet voks eller asfaltener som kunne tydet på endrede forvitringsegenskaper i de siste analysene som er gjennomført [3]. Snøhvitkondensatets egenskaper slik de er beskrevet ovenfor anses derfor som fortsatt gjeldende, og gir et konservativt bilde av kondensatets egenskaper. Tabell 2-8. Egenskaper for oljetypen Snøhvit kondensat. Parameter Snøhvit kondensat [4] Oljetetthet (kg/m 3 ) 746 Maksimalt vanninnhold (vol %) 0 Voksinnhold (vekt %) 0 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0 Viskositet, fersk olje (cp) (13 ºC) 0,7 Security Classification: Open - Status: Final Page 9 of 41

10 Resultater fra oljedriftsimuleringer Oljedrift og forvitring av oljen er modellert med modellen OSCAR (MEMW versjon ). Det er modellert for værforhold gjennom hele året og det er benyttet 10 år med strøm- og vinddata i modellen. Influensområdene for olje på havoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Grenseverdiene som er benyttet er 0,01 tonn/km 2 for sjøoverflaten, 100 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen. Influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Effekt av oljevernberedskap er ikke inkludert i oljedriftsmodelleringen. Influensområder for sjøbunns- og overflateutblåsninger fra boring på Askeladd og produksjon på Snøhvit og Albatross er illustrert i Figur 2-1 og Figur 2-2. Merk imidlertid at forventet oljemengde og treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Det markerte området viser ikke omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. For flere detaljer og illustrasjoner av influensområder beregnet separat for overflate- og sjøbunnsutblåsninger henvises det til miljørisikoanalysen utført for brønnen [1]. Figur 2-1 Forventede treff av oljemengder ( 5 % treff av >1 tonn olje) i km sjøruter gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra boring av brønner på Askeladd (helårsgjennomsnitt). Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Resultatet for oljedrift ved utblåsning i forbindelse med komplettering, produksjon og wireline operasjoner på Askeladd er tilsvarende som for boring [1]. Security Classification: Open - Status: Final Page 10 of 41

11 Figur 2-2 Forventede treff av oljemengder ( 5 % treff av > 1 tonn olje) i km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra produserende brønner (til venstre) på Snøhvit og Albatross feltet (helårsgjennomsnitt). Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Strandingsstatistikken for all oljeberørt kyst viser sannsynlighet for stranding på 5-20 % på Magerøya. I Tabell 2-9 til Tabell 2-12 vises resultater for strandingsstatestikken for boring av Askeladd og produksjon på Snøhvit og Albatross. Det er produksjon på Snøhvit og Albatross som vil være dimensjonerende for miljørisiko og beredskap på. For boring av Askeladd er korteste drivtid 7,5 døgn og størst strandet mengder oljeemulsjon er 11 tonn (representert ved 95-persentilene) (Tabell 2-9). Tabell 2-10 angir 95-persentilen av korteste drivtid til land og strandingsmengde inn i de definerte NOFOs eksempelområdene med drivtid 20 døgn eller kortere. I eksempelområdene forventes maksimum sesongvise strandingsmengder på 1 tonn oljeemulsjon. Korteste drivtid til et eksempelområde er 7,6 døgn (Ingøya) i vårsesongen. Tabell 2-9 Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra boring på Askeladd (95-persentiler) oppgitt for hver sesong, uten effekt av oljevernberedskap. Alle simuleringene for sjøbunnsutblåsning i hver sesong er lagt til grunn for tallene presentert. Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter ,5 9,8 7,8 10,0 Security Classification: Open - Status: Final Page 11 of 41

12 Tabell 2-10 Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en utblåsning fra boring på Askeladd (95-persentiler) oppgitt for hver sesong, uten effekt av oljevernberedskap. Alle simuleringene for sjøbunnsutblåsning i hver sesong er lagt til grunn for tallene presentert. Eksempelområde Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Gjesværstappan ,1 12,2 - - Sørøya nordvest ,4 Ingøya , ,1 For produksjon på Snøhvit og Albatross er korteste drivtid 12,7 døgn og størst strandet mengder kondensat er 35 tonn (representert ved 95-persentilene) (Tabell 2-11). Av eksempelområdene er det forventet størst strandingsmengde på Gjesværstappan, med 4 tonn oljeemulsjon i vårsesongen (Tabell 2-12). Korteste drivtid til et eksempelområde er 13,9 døgn (Ingøya) i sommersesongen. Tabell 2-11 Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra produksjon på Snøhvit-feltet (95-persentiler) oppgitt for hver sesong, uten effekt av oljevernberedskap. Alle simuleringene for sjøbunnsutblåsning i hver sesong er lagt til grunn for tallene presentert. Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter ,7 12,7 12,8 13,3 Tabell 2-12 Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en utblåsning fra produksjon på Snøhvit-feltet (95-persentiler) oppgitt for hver sesong, uten effekt av oljevernberedskap. Alle simuleringene for sjøbunnsutblåsning i hver sesong er lagt til grunn for tallene presentert. Eksempelområde Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Gjesværstappan ,6 14,9 - - Ingøya ,4 13,9 - - Security Classification: Open - Status: Final Page 12 of 41

13 Figur 2-3 Lokasjon av eksempelområdene langs kysten av Finnmark. Resultater fra miljørisikoanalysen Mulige konsekvenser for sjøfugl og marine pattedyr er beregnet som sannsynlighet for en gitt tapsandel (henholdsvis < 1 %, 1-5 %, 5-10 %, %, % og > 30 %) av en bestand. Beregningene tar utgangspunkt i månedlige regionale bestandsfordelinger av artene, og resultatene som presenteres er maksimal verdi av månedene innen hver sesong (vår: mars-mai, sommer: juni-august, høst: september-november, vinter: desember-februar). Tapsandelen er videre benyttet til å beregne miljøskade. Miljøskade er definert i form av mulig restitusjonstid der 1 måned - 1 år restitusjonstid betegnes som Mindre miljøskade, 1-3 års restitusjonstid betegnes som Moderat miljøskade, 3-10 års restitusjonstid betegnes som Betydelig miljøskade og >10 års restitusjonstid betegnes som Alvorlig miljøskade. Sannsynligheten for miljøskade av ulik alvorlighetsgrad er videre kombinert med sannsynligheten (frekvensen) for en oljeutblåsning, og årlig miljørisiko er målt mot Equinors feltspesifikke akseptkriterier. Miljørisiko er presentert for alle inkluderte arter i foreliggende kapittel. Det er ulike aktiviteter som er planlagt for Snøhvit-feltet i de kommende årene. For mulige konsekvenser og for månedlig miljørisiko er det valgt å vise resultater for produksjonsaktivitet på Snøhvit-feltet (inkludert Albatross) ettersom de øvrige aktivitetene har et lavere risikobilde og er derfor ikke presentert i konsekvenskapittelet. Security Classification: Open - Status: Final Page 13 of 41

14 2.3.1 Mulige konsekvenser av en utblåsning Pelagisk sjøfugl Alke er arten med høyest sannsynlighet for bestandstap om våren og vinteren, om sommeren er det lunde, mens det i høstsesongen er høyest sannsynlighet for bestandstap hos havsule. Størst sannsynlighet for tapsandeler er beregnet til: 28 % sannsynlighet for tap av 1-5 % av populasjonen (alke vinter). 17 % sannsynlighet for tap av 5-10 % av populasjonen (lunde sommer). 1 % sannsynlighet for tap av % av populasjonen (alke vår). Det er ingen sannsynlighet for tapsandeler i kategoriene >20 %. Dette gir følgende maksimale sannsynligheter for skade i form av restitusjonstid: 17 % sannsynlighet for Mindre miljøskade (alke vinter). 20 % sannsynlighet for Moderat miljøskade (alke vår). 5 % sannsynlighet for Betydelig miljøskade (alke vår). <1 % sannsynlighet for Alvorlig miljøskade (alke vår) Kystnære sjøfugl (nasjonale data) Alke er arten med høyest sannsynlighet for bestandstap om våren, om sommeren er det lunde, mens det i høst- og vintersongen er høyest sannsynlighet for bestandstap hos praktærfugl. Størst sannsynlighet for tapsandeler er beregnet til: 19 % sannsynlighet for tap av 1-5 % av populasjonen (lunde sommer). 2 % sannsynlighet for tap av 5-10 % av populasjonen (alke vår). Det er ingen sannsynlighet for tapsandeler i kategoriene >10 %. Dette gir følgende maksimale sannsynligheter for skade i form av restitusjonstid: 10 % sannsynlighet for Mindre miljøskade (lunde sommer). 10 % sannsynlighet for Moderat miljøskade (lunde sommer). <1 % sannsynlighet for Betydelig miljøskade (alke vår). Det er ingen sannsynlighet for Alvorlig miljøskade. Security Classification: Open - Status: Final Page 14 of 41

15 Marine pattedyr Steinkobbe er arten med høyest sannsynlighet for bestandstap gitt en sjøbunnsutblåsning om sommeren. I de øvrige sesongene har havert høyest sannsnylighet for populasjonstap. Størst sannsynlighet for tapsandeler er beregnet til: 5 % sannsynlighet for tap 1-5 % av populasjonen (havert - høst). 1 % sannsynlighet for tap av 5-10 % av populasjonen (steinkobbe - sommer). Det er ingen sannsynlighet for tapsandeler i kategoriene >10 %. Dette gir følgende maksimale sannsynligheter for skade i form av restitusjonstid: <3 % sannsynlighet for Mindre miljøskade (havert høst). <3 % sannsynlighet for Moderat miljøskade (steinkobbe sommer). <1 % sannsynlighet for Betydelig miljøskade (steinkobbe - sommer). Det er ingen sannsynlighet for skade i kategorien Alvorlig miljøskade Strandhabitat Treffsannsynligheten av olje i km strandhabitater langs kysten i verst berørte strandhabitat: 18 % sannsynlighet for treff av tonn olje per rute (sommer). Det er ingen sannsynlighet for treff av >100 tonn olje i habitatene. Dette gir følgende maksimale sannsynligheter for skade i form av restitusjonstid: 14 % sannsynlighet for Mindre miljøskade (sommer). 4 % sannsynlighet for Moderat miljøskade (sommer). Det er ingen sannsynlighet for Betydelig og Alvorlig miljøskade i noen av habitatene Fisk For artene lodde og torsk ble det beregnet populasjontap for en sjøbunnsutblåsning med rate 1200 Sm 3 /døgn og 14 dagers varighet (nærmest vektet varighet på 18 døgn). Analysene viste ingen sannsynlighet for tapsandeler av torsk eller lodde (larver) over 1 %, og således ingen kvantifiserbare effekter. Eventuelle effekter anses dermed som neglisjerbare og tas ikke videre i miljørisikoberegningene. Security Classification: Open - Status: Final Page 15 of 41

16 2.3.2 Årlig miljørisiko Miljørisiko uttrykkes som beregnet skade på bestander eller kystområder gitt et utslipp kombinert med sannsynlighet for utblåsning. For bestander; sjøfugl (åpent hav og ved kysten), sjøpattedyr og fisk presenteres risikoen på bestandsnivå. For kysthabitat presenteres strandrutene (10 10 km) med høyest utslag. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Equinors feltspesifikke akseptkriterier. Det er benyttet nyeste oppdaterte datasett for verdifulle økosystemkomponenter (VØK). Miljørisiko er beregnet uten å ta hensyn til konsekvensreduserende effekt av oljevern. Den årlige miljørisikoen for Snøhvit-feltet er presentert for et høyaktivitesår (Figur 2-4). Den årlige miljørisikoen inkluderer alle modellerte scenarier og er summert opp til total miljørisiko for Snøhvit-feltet. VØK gruppen med størst risiko, gitt aktivitetsnivået på Snøhvit-feltet, er pelagisk sjøfugl (Figur 2-5). Høyest utslag er i kategorien Moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid) med inntil 3,7 % av akseptkriteriet. For et normalår er høyeste utslag 3,2 % av akseptkriteriet (se miljørisikoanalysen). Figur 2-4 Årlig miljørisiko vist med bidrag for all aktivitet som forventes på Snøhvit-feltet i et høyaktivitetsår, som andel av Equinors feltspesifikke akseptkriterier. Maksverdi på y-aksen er 10 %. Security Classification: Open - Status: Final Page 16 of 41

17 Figur 2-5 Årlig miljørisiko på Snøhvit-feltet i et høyaktivitetsår, fordelt på ulike VØK grupper, som andel av Equinors feltspesifikke akseptkriterier. Maksverdi på y-aksen er 5 %. Det er ingen kvantifiserbare effekter på fisk. Årlig miljørisiko som andel av Equinors feltspesifikke akseptkriterier for de ulike aktivitetene på Snøhvit-feltet er oppsummert og vist i Tabell 2-13 for høyaktivitsår (2020) og et normalt produksjonsår (2024). Tabellen viser også årlig miljørisiko lagt sammen for all aktivitet på feltet for de to ulike årene. Resutatene viser at planlagt bore- og produksjonsaktivitet på Askeladd i høyaktivitetsåret 2020 bidrar i liten grad til Snøhvit-feltets totale risikonivå sammenlignet med et normalt produksjonsår (2024). Aktiviteten som bidrar mest til risikobildet er produksjonen på Snøhvit og Albatross. Av VØK gruppene er det pelagiske sjøfugl som er dimensjonerende for risikonivået for alle scenarier i alle skadekategoriene Mindre, Moderat, Betydelig og Alvorlig miljøskade. Snøhvit-feltet har relativt lav miljørisiko, som andel av Equinors feltspesifikke akseptkriterier, med maksimum 3,7 % i Moderat skadekategori (1-3 års restitusjonstid) i et høyaktivitetsår. Tabell 2-13 Sammenstilling av årlig miljørisiko på Snøhvit feltet som andel av Equinors feltspesifikke akseptkriterier for miljøskade vist for de ulike skadekategoriene. Tabellen viser resultatene for pelagisk sjøfugl som er dimensjonerende for risikonivået, og er vist for de to årene høyaktivitsår (2020) og normalt produksjonsår (2024). Høyaktivitetsår 2020 Normalt produksjonsår 2024 Scenario Mindre (< 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Mindre (< 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Boring Askeladd 0,0 % 0,1 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % Komplettering Askeladd 0,2 % 0,5 % 0,0 % 0,0 % 0,1 % 0,2 % 0,0 % 0,0 % Produksjon Askeladd 0,0 % 0,1 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % Wireline/ brønnoverhaling Askeladd 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % Produksjon Snøhvit & Albatross 0,6 % 3,0 % 1,5 % 0,2 % 0,6 % 3,0 % 1,5 % 0,2 % Totalt 0,8 % 3,7 % 1,5 % 0,2 % 0,7 % 3,2 % 1,5 % 0,2 % Security Classification: Open - Status: Final Page 17 of 41

18 3 Beredskapsanalyse Beredskapsanalysen for Snøhvit er feltspesifikk. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge og analysere behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Snøhvit er et gass/kondensatfelt og det forventes at kondensatet har kort levetid på sjø. Det vil trolig ikke være mulig å bekjempe et utslipp med mekanisk oppsamling på en effektiv måte. Hovedstrategien ved en hendelse på vil være overvåking av utslippet, men både mekanisk eller kjemisk dispergering vil vurderes som et supplement til overvåking og kartlegging av utslippets utbredelse og drivbane i henhold til NEBA prinsippet. NOFOs ressurser vil kunne benyttes. I tillegg er Equinor medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formål og ytelseskrav Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av kondensat. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Equinors ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Equinors forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [4] og NOFO [6]. Barriere 1 (nær kilden): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Equinor setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 1 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2 (i åpent hav): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4 (kystnært): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5 (strand): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen 1 For Snøhvit søkes det om unntak fra dette kravet pga at feltet produserer lett kondensat som har kort levetid på sjøen, overvåkning er det primære oljeverntiltaket, og det er lav miljørisiko. Høye kostnader i forhold til nytten av å oppfylle det interne 5 timers-kravet. Security Classification: Open - Status: Final Page 18 of 41

19 av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. Metodikk Equnors krav til beredskap mot akutt forurensning settes vanligvis ut fra "Statoil - GL0339 Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel" [5], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning [4] og NOFO [6]. Standard metodikk for beregning av behov for oljevernressurser er ikke benyttet for siden dette er et kondensatfelt hvor mekanisk oppsamling ikke vil være aktuelt. Analysen er gjennomført ved å vurdere aktuelle bekjempelsesmetoder, og krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra dette. Analysegrunnlag Utslippsscenarier For er oljevernberedskap vurdert for følgende scenarier oppført i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Utslippsscenarier ved Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Type råolje Utblåsning 1200 Sm 3 /døgn Utblåsning 200 Sm 3 /døgn Middels utslipp 2000 m 3 punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 punktutslipp Langvarig utblåsning fra reservoar (lengste varigheten for utblåsning er 77 døgn) Langvarig utblåsning fra reservoar (lengste varigheten for utblåsning er 77 døgn) Eksempelvis lekkasje fra brønn, bunnramme eller rørledning Eksempelvis lekkasje fra bunnramme Dimensjonerende utblåsningsrate for produksjon Snøhvit og Albatross Utblåsningsrate fra boring, komplettering, produksjon og wireline på Askeladd Eksempel på et middels stort utslipp, volum bestemt ut fra faglig vurdering Eksempel på et mindre utslipp, volum bestemt ut fra faglig vurdering Snøhvit kondensat Snøhvit kondensat Snøhvit kondensat Snøhvit kondensat Kondensatets egenskaper Beskrivelsen av Snøhvit kondensat er hentet fra forvitringsanalysen utført i Snøhvit er et parafinsk kondensat med høyt innhold av lette komponenter. Kondensatet emulgerer ikke og økningen i viskositet med avdamping er liten. Viskositeten til Snøhvit kondensatet vil ikke overstige 10 cp. Dette er svært lavt. Den lave viskositeten borger for en høy grad av naturlig dispergering. Flakets levetid ved vindhastigheter over 5 m/s vil ikke Security Classification: Open - Status: Final Page 19 of 41

20 12 timer 2 timer overskride 12 timer. Ved lave vindhastigheter (2m/s) kan deler av flaket overleve flere dagers forvitring på sjøen. Bruk av dispergeringsmidler kan da være et aktuelt beredskapstiltak. Et slikt forvitret residue av Snøhvitkondensatet på overflaten vil ikke ha stivnepunktsproblemer og antas derfor å være lett dispergerbar med dispergeringsmiddel. Snøhvit kondensatet vil ha svært lave viskositeter gjennom hele forvitringsforløpet. Dette samt den store spredningen av flaket vil gjøre trolig mekanisk oppsamling uegnet som bekjempelsesmetode. På grunn av høy grad av avdamping og naturlig dispergering vil ulike bekjempelsesmetoder i de fleste tilfeller aldri bli nødvendig på grunn av flakets korte levetid på sjøen. Ved lave vindhastigheter (2 m/s) vil imidlertid små rester av flaket (under 5 % av opprinnelig utslippsmengde) kunne overleve i flere dager på havoverflaten, og mekansik eller kjemisk dispergering må vurderes. Mekanisk dispergering ved hjelp av vannkanoner og fartøyspropeller vil være egnet metode den første tiden etter et utslipp. For ytterligere detaljer angående bekjempelse av kondensat utslipp vises det til SINTEF rapport om tynne oljefilmer [7]. Analyser av Snøhvitkondensatet viser at tettheten har minket i perioden Det er heller ikke funnet voks eller asfaltener som kunne tydet på endrede forvitringsegenskaper i de siste analysene som er gjennomført [3]. Snøhvitkondensatets egenskaper slik de er beskrevet ovenfor ansees derfor som fortsatt gjeldende, og gir et konservativt bilde av kondensatets egenskaper. Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Snøhvit kondensat verdier fra 2001 Parameter Snøhvit Vinter, Sommer, Tid kondensat Temperatur 5 ºC 10 m/s vind Temperatur 15 ºC 5 m/s vind Fordampning (%) Nedblanding (%) 27 4 Vanninnhold (%) 0 0 Viskositet av emulsjon (cp) 4 4 Fordampning (%) Nedblanding (%) Vanninnhold (%) 0 0 Viskositet av emulsjon (cp) Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Figur 3-1 viser plasseringen av NOFO-utstyr per juni 2019 [6]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til Snøhvitlokasjonen brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-3. Tabell 3-4 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Security Classification: Open - Status: Final Page 20 of 41

21 Figur 3-1 NOFOs utstyrsoversikt per juni 2019 [6]. Tabell 3-3 Avstander fra oljevernressurser til benyttet i analysen. Oljevernressurser Avstand til Snøhvit og Albatross (nm) Avstand til Askeladd (nm) Esvagt Aurora - Goliatfeltet Hammerfest base Sørvær Redningsskøyte Tabell 3-4 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2. Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer 14 knop (17 knop for Equinors egne fartøy) 10 timer 30 timer 48 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 timer Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Security Classification: Open - Status: Final Page 21 of 41

22 Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 timer frigivelsestid Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time Influensområder og stranding Resultater fra de stokastiske oljedriftssimuleringene viser at korteste drivtid til land er 7 døgn fra Askeladd, og 13 døgn på Snøhvit/Albatross. Største strandet emulsjonsmengde er 13 tonn (95 persentil) for aktiviteten på Askeladd og 35 tonn for Snøhvit/Albatross, vist i Tabell 3-5. Tre prioriterte områder har strandingssannsynlighet høyere enn 5% og kortere drivtid enn 20 døgn. Tabell 3-5 Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land og til prioriterte områder gitt en gitt en utblåsning (overflate og sjøbunn) (95-persentiler) for henholdsvis Askeladd og Snøhvit/Albatross Askeladd (boring, komplettering, wireline og produksjon Korteste drivtid til kysten (døgn) Maksimal strandet mengde (tonn) Antall prioriterte områder Korteste drivtid til prioritert område (døgn) Maksimal strandet mengde til prioritert område (tonn) Vinter (des.-feb.) Vår (mars-mai) Sommer (juni-aug.) Høst (sept.-nov.) Snøhvit/Albatross (produksjon) Korteste drivtid til kysten (døgn) Maksimal strandet mengde (tonn) Antall prioriterte områder Korteste drivtid til prioritert område (døgn) Maksimal strandet mengde til prioritert område (tonn) Vinter (des.-feb.) Vår (mars-mai) Sommer (juni-aug.) Høst (sept.-nov.) Security Classification: Open - Status: Final Page 22 of 41

23 Resultat Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2 Viskositeten av Snøhvit kondensat er svært lav etter 12 timer på sjø, og vil ikke overstige 10 cp, selv etter flere døgn på sjøen. Mekanisk oppsamling er ikke vurdert som en aktuell bekjempelsesmetode. Snøhvit kondensat vil ha en høy andel som fordamper og stor grad av naturlig dispergering som følge av nedblanding i vannmassene. Ved lave vindhastigheter kan det bli værende en liten rest kondensat på overflaten. Det viktigste tiltaket ved en hendelse vil være overvåking og kartlegging av kondensatflakets utbredelse og drift. Videre tiltak vil være å vurdere om det er mulig å mekanisk eller kjemisk dispergere eventuelle rester av kondensatflaket. Satellittradar vil være en viktig ressurs for å bidra til kartlegging av utbredelse i tillegg til fartøy med IR-kamera og oljedetekterende radar. Kjemisk dispergering av Snøhvit kondensatet er en mulig bekjempelsesmetode. Bruk av kjemisk dispergering i en aksjon skal alltid vurderes med hensyn til observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold. Det vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl, og det skal benyttes NEBA for å vurdere om kjemisk dispergering er det tiltaket som gir minst miljøskade. Dispergerbarheten skal alltid testes in situ ved hjelp av prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering er aktuelt. Tabell 3-6 og Tabell 3-7 viser potensialet for dispergering av Snøhvit kondensat for hhv sommer og vinter basert på viskositet og stivnepunkt. Tabell 3-6 Potensiale for kjemisk dispergering av Snøhvit kondensat - sommer Tid (døgn) Dispergerbarhet - Sommer C Snøhvit kondensat (2001) [6] Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Godt potensial for kjemisk dispergering Utenfor testområdet Tabell 3-7 Potensiale for kjemisk dispergering av Snøhvit kondensat - vinter Tid (døgn) Dispergerbarhet - Vinter 5 C Snøhvit kondensat (2001) [6] Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Godt potensial for kjemisk dispergering Utenfor testområdet Security Classification: Open - Status: Final Page 23 of 41

24 Krav til responstider er satt ut fra best oppnåelige responstid for oljevernressurser som har utstyr for kartlegging og overvåking av et utslipp, og som også har utstyr for gjennomføring av mekanisk og kjemisk dispergering. Eksempel på mulig ressursdisponering og responstider er vist i Tabell 3-8. Responstiden er satt til 8 timer for første fartøy og 18 timer for andre fartøy. Første fartøy vil være fra Goliatfeltet, mens andre fartøy vil være fra basen i Hammerfest. Best oppnåelig ressursdisponering er basert på utstyr og kapasitet til de navngitte fartøyene. Fartøyene kan endres men tilsvarende utstyr og kapasiteter må være tilgjengelig innen samme responstid for at analysen skal være gjeldende. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA er. Flere av disse vil ha muligheten for kjemisk dispergering, som kan være mobilisert innen korteste drivtid til land. Tabell 3-8 Eksempel på disponering av oljevernressursene ved en dimensjonerende hendelse ved Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm) Størte avstand til Askeladd eller Snøhvit/Albatross Responstid OR-fartøy Esvagt Aurora Goliatfeltet 42 8 timer OR-fartøy med utstyr for overvåking og kartlegging (IR-kamera og oljeradar) samt utstyr for kjemisk dispergering Hammerfest base Hammerfest timer OR-fartøy med utstyr for overvåking og kartlegging (IR-kamera og oljeradar). Vurdering av potensiale for kjemisk dispergering gjennom året Bruk av kjemisk dispergering eller mekanisk oppsamling vil være en operasjonell beslutning i en aksjon. Det vil gjøres en vurdering i henhold til NEBA prinsippet, hvor man vil ta hensyn til observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold. Sjøfugl Tetthet av sjøfugl ved Snøhvit er presentert i Tabell 3-9 og er basert på nyeste tilgjengelig datasett fra SEAPOP. Gjennom hele året er det middels til høy tetthet av flere arter sjøfugl. Faktisk tilstedeværelse av fugl skal benyttes i tillegg til vurdering av effektiviteten av mulige bekjempelsesmetoder for kontinuerlig å vurdere beste bekjempelsesmetode. Kategoriene for tetthet (antall individ/rute) er basert på SEAPOP: < 0,3 individ pr rute lav tetthet 0,3 10 individ pr rute middels tetthet <10 individ pr rute høy tetthet - ingen data tilgjengelig. Arter med særlig sensitivitet til olje på overflaten er uthevd i fet skrift, og artenes nasjonale IUCN status (fastland) fra 2015 er gjengitt kritisk truet (CR), Sterkt truet (EN), Sårbar (VU), Nær truet (NT), livskraftig (LC), og ikke egnet (NA). Kategoriene truet er understreket (CR, EN, VU). For arter med status NA for fastlands Norge er rødlistestatus for Svalbard oppgitt i parentes. Security Classification: Open - Status: Final Page 24 of 41

25 Tabell 3-9 Predikert tetthet per art og sesong i den aktuelle kartruten (10 x 10 km 2 ) fra SEAPOP hvor letebrønnen er lokalisert. Kilde rødliste: Art og sensitivitet IUCN 2015 Sommer (apr - juni) Høst (juli - okt) Vinter (nov - mars) Alkekonge NA (LC) Lav Lav Lav Alke EN Lav Lav Lav Lunde VU Høy Høy Middels Havhest EN Høy Høy Høy Polarmåke NA (NT) Lav Lav Middels Svartbak LC Middels Middels Middels Gråmåke LC Middels Middels Høy Krykkje EN Høy Middels Høy Havsule LC Lav Lav Lav Polarlomvi EN Lav Lav Middels Lomvi CR Middels Middels Middels Fisk og gyteområder Fisk som har gyteområde i nærheten av Snøhvit (inntil 50 nm avstand) er oppgitt i Tabell Utbredelser og gytetidspunkt er hentet fra oversikt over 27 fiskearter gjort tilgjengelig fra Havforskningsinstituttet. I perioden mars til og med juni forekommer det gyting av fisk innenfor influensområdet til Snøhvit. I perioden juli til februar forekommer det lite eller ingen gyting. Faktisk tilstedeværelse av fisk og gyteprodukter skal benyttes i tillegg til vurdering av effektiviteten av mulige bekjempelsesmetoder for kontinuerlig å vurdere beste bekjempelsesmetode. Tabell 3-10 Gyteperiode (G) for fisk i området nær (50 nm) Snøhvit. Kun arter med gyting i området er tatt med i oversikten Art Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Nordøstarktisk hyse G G G G Lodde Barentshavet G G Rognkjeks G G G Konklusjon Bruk av kjemisk dispergering er vurdert spesielt relevant for en periode fra juli til februar da det ikke foregår gyting i området. Fra mars til juni bør vurdering av dispergering som tiltak basere seg på faktiske observasjoner. I perioder med høye forekomster med sjøfugl, kan dispergering likevel være et aktuelt tiltak til tross for at gyting pågår. Security Classification: Open - Status: Final Page 25 of 41

26 3.4.2 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4 Korteste drivtider og størst strandet emulsjonsmengde er gitt i Tabell 3-5 i Kapittel persentilen av størst strandet mengde kondensat, er 35 tonn om våren for Snøhvit/Albatross og 11 tonn for Askeladd. Korteste drivtid til land 13 døgn for Snøhvit/Albatross og 7 døgn for Askeladd. Ut i fra kondensatmengde til land er det tilstrekkelig med 1 kystssystem og 1 fjordsystem i barriere 3 og 4. Men for å oppnå grunnberedskap i alle berørte eksempelområdene, settes krav til en kapasitet tilsvarende 3 kystsystem og 3 fjordsystem i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på. Responstiden er satt til 7 døgn (korteste drivtid til land). Disse systemene har lede-og sperrelenser og absorberende lenser. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht. eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA-ene. Det vil være en operasjonell beslutning i en hendelse om man f.eks må mobilisere flere system med dispergeringskapasitet i forkant av disse barrierene for å hindre strandpåslag, siden mekanisk oppsamling trolig ikke vil være en egnet metode i noen barrierer Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 5 Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding. Når korteste drivtid til prioriterte områder er kortere enn 20 døgn beregnes det et beredskapsbehov for barriere 5. Basert på beregninger gjennomført for aktiviteter i Barentshavet, antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Equinor har lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Det er beregnet at strandrensing skal være gjennomført innen 100 døgn. For barriere 5 avhenger behovet for antall strandrenselag av oljens geografiske spredning og tilgjengelighet. Det vil være en operasjonell vurdering av hvor og når strandrenselag skal mobiliseres. Det settes krav til 1 strandrenselag i hvert av eksempelområdene Gjesværstappan, Sørøya nordvest og Ingøya. Dette anser vi som tilstrekkelig omfang av personell til å gjennomføre en strandrenseaksjon. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Første steg for en effektiv strandrenseaksjon er undersøkelser av berørt og potensielt berørt strandlinje. Undersøkelsene gir standardisert målinger og beskrivelser av omfang av forurensning, anbefalinger for tiltak, operasjonelle, logistiske og sikkerhetsmessige utfordringer, som vil brukes av beredskapsorganisasjonen til å sette mål, prioriteringer og endepunkt for strandrensing. Shoreline Clean-Up Assessment Technique (SCAT) er en anerkjent og standardisert metodikk som skal benyttes. Det er NOFO som vil organisere og koordinere dette arbeidet, eventuelt sammen med ressurser fra spesialteamet, IGSA og IUA. OSRL har også kompetanse på SCAT og kan vurderes brukt i forbindelse med opplæring eller rådgivning ved ytterligere behov. Aksjonen skal pågå til naturen så langt som mulig er ført tilbake til den tilstanden den var i før forurensningen fant sted. Deteksjon av olje og overvåkning av kondensat under oljevernaksjoner Equinor stiller krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt med oljedetekterende radar og IR-kamera, og at det er etablert rutiner for å oppdage olje og kartlegge oljeutbredelse under en evt. aksjon. I tillegg til oljedetekterende radar og Security Classification: Open - Status: Final Page 26 of 41

27 IR-kamera vil det være mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder. Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon. Kystverkets overvåkningsfly LN-KYV vil bli benyttet under boreoperasjonen og under en evt. hendelse. SAR-helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Håndtering av oljeskadet vilt Tiltak i forbindelse med oljeskadet vilt omfatter hovedsakelig sjøfugl og marine pattedyr. I utgangspunktet er det tre alternative tiltak for levende oljeskadet vilt; rehabilitering, avlivning og å ikke gjøre noe. Norske myndigheter er restriktive i forhold til rehabilitering av oljeskadet vilt, basert på etiske hensyn til enkeltindividet og suksessfaktoren fra tidligere erfaring og forskning. For tiden er det bare to arter sjøfugl, stellerand (Polysticta stelleri) og dverggås (Anser erythropus) i Varanger- og Porsangerfjorden i Finnmark som skal vurderes for rehabilitering. Avliving av individ som lar seg fange inn, eller å ikke gjøre noe vil ifølge dyrevelferdsloven være det mest forsvarlige alternativet. Avlivning ved skyting i felt skal unngås. Etter en endring av Dyrevelferdsloven i 2009, falt hjemmelsgrunnlaget for lokalt iverksatte aksjoner bort. Det er dermed ikke lenger tillatt med privat initiativ for vask, avliving eller innsamling av oljeskadet vilt, herunder initiativ igangsatt av operatør uten tillatelse fra myndigheter. Dersom det påvises døde dyr i en hendelse, skal materiale innsamles for post-morten undersøkelse og for bestemmelse av skadebildet (ref Retningslinjer for miljøundersøkelser). Dødt oljeskadet vilt bør uansett fjernes fra naturen så fort som mulig for å unngå sekundær forurensning. En del av det døde oljeskadede viltet skal sendes til videre undersøkelser, mens resten skal håndteres som smittefarlig og oljeholdig avfall. Det kreves egen tillatelse fra Miljødirektoratet for håndtering av dødt oljeskadet sjøfugl og annet vilt. Fiskeridirektoratet gir evt tillatelser i forhold til sjøpattedyr. Plan for håndtering av oljeskadet vilt er pt. under revisjon av Equinor. Denne vil beskrive varslingsrutiner og aksjoner i forbindelse med potensiale for oljetilsøling av vilt og oljeskadet vilt. Utkastet til revidert plan vil være tilgjengelig for aksjonsledelsen ved en hendelse. Equinor skal i en oljevernaksjon stå i dialog med Miljødirektoratet og Fiskeridirektoratet om framgangsmåte for behandling av oljeskadet vilt, både døde og levende individer. Miljøundersøkelser Equinors medlemskap i NOFO inkluderer miljøundersøkelser som skal iverksettes ved akutte oljeutslipp på den norske sokkelen. Miljøundersøkelser skal settes i gang så raskt som det er sikkerhetsmessig forsvarlig. «Retningslinjer for miljøundersøkelser» vil benyttes, og skisserer aksjoner for akuttfasen og oppfølgingsfasen. Naturressurser som inngår i miljøundersøkelser omfatter plankton, fisk og skalldyr, sjøfugl, sjøpattedyr, strand og sedimenter, dypt vann, biomarkører og friluftsliv. NOFO har rammeavtaler med SINTEF, Akvaplan Niva og Norsk Institutt for Naturforskning (NINA) for å utføre miljøundersøkelser fordelt på de ulike naturressursene. Rammeavtalene inkluderer leveranser detaljert i form av utstyr, personell, responstid og øvelser, og gjelder norske farvann og hele norske kysten (inklusive Svalbard og Jan Mayen). Vilkår for ytterlige forhøyet beredskap eller andre relevante biologiske undersøkelser kan avtales fra tilfelle til tilfelle. Alle avgjørelser forbundet med miljøundersøkelser vil gjøres i samråd mellom NOFO og Equinor. Leverandør kan bistå i utvalg av områder som skal undersøkes. Security Classification: Open - Status: Final Page 27 of 41

28 Konklusjon beredskapsanalyse Viskositeten av Snøhvit kondensat er svært lav etter 12 timer på sjø, og vil ikke overstige 10 cp, selv etter flere døgn på sjøen. Mekanisk oppsamling er ikke vurdert som en aktuell bekjempelsesmetode. Snøhvit kondensat vil ha en høy andel som fordamper og stor grad av naturlig dispergering som følge av nedblanding i vannmassene. Ved lave vindhastigheter kan det bli værende en liten rest kondensat på overflaten. Equinors krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 8 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 18 timer. Overvåking og kartlegging av utslippet vil være primærtiltak, med kontinuerlig vurdering av behov for ressurser til mekanisk dispergering eller kjemisk dispergering. Første fartøy vil ha utstyr for mekanisk og kjemisk dispergering. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 3 kystsystem og 3 fjordsystem med responstider på 7 døgn. For barriere 5 avhenger behovet for antall strandrenselag av oljens geografiske spredning og tilgjengelighet. Det vil være en operasjonell vurdering av hvor og når strandrenselag skal mobiliseres. Equinor vurderer at foreslått beredskapstiltak vil redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen, og at den planlagte beredskapen for er tilstrekkelig. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Tabell Krav til beredskap i hver barriere for Snøhvit. Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav 2 NOFO-systemer Første system innen 8 timer, fullt utbygd barriere innen 18 timer. Systemer og responstid Utstyr for kartlegging og overvåking av utslipp (IR-kamera og oljeradar), samt mekanisk oljevernutstyr og utstyr for påføring av dispergeringsmiddel Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 strandrensing Systemer og responstid Miljøundersøkelser Kapasitet tilsvarende 3 Kystsystem og 3 Fjordsystem. Responstid på 7 døgn Mobilisering av strandrenselag (personell og utstyr) med tilstrekkelig kapasitet til å håndtere 95 persentilen av strandet mengde kondensat Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer. Security Classification: Open - Status: Final Page 28 of 41

29 4 Referanser 1. DNV-GL (2019) Stokastisk oljedriftsimulering og miljørisikoanalyse for Utkast dato. 2. Sintef (2001) Forvitringsstudie Snøhvit kondensat 3. Equinor (2016) - Vurdering av forvitring.. 4. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. 5. Equinor (2014) Equinor Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. 6. NOFOs nettsider a. b. c. d SINTEF rapport OC017A-205 (2017). Project Recommendations for Response to Oil Spill from Condensates and Light Crude Oils. Security Classification: Open - Status: Final Page 29 of 41

30 5 Appendix A Snøhvit Blowout Scenario Analysis Memo 03 May 2019 To Copy Gisle Vassenden Heike Moumets, Rune Weltzien From Mette Roland Subject Blowout scenario analysis (condensate) for Snøhvit, including Albatross and Askeladd rev2 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to the Snøhvit gas field, including Albatross and Askeladd. Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the Snøhvit environmental risk analysis (ERA). The assessment is based on activity levels in a year of normal activity and for a high activity year. For Snøhvit, the overall oil blowout frequency is judged to be 1, for a year of normal activity, and 1, for a year of high activity. The blowout rates are in a range between 100 and 1200 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with 5 % probability. Revised numbers are in italic. Introduction The purpose of this note is to provide input to the environmental risk analysis for the Snøhvit field regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Blowout and well leak frequencies 1 Guideline for blowout scenario analysis 1 Input from the project ( s, Teams) Judgements and considerations in TPD R&T FT SST and in dialogue with the relevant organisation. Field Specific Information The Snøhvit field is a subsea gas field with two reservoirs, Albatross and Snøhvit, and recently Askeladd has been added. The field is located in the Barents Sea, about 140 km northwest of Hammerfest, in water depths between 250 and 345 meters. The layout of the field is shown in Figure 1. Security Classification: Open - Status: Final Page 30 of 41

31 Figure 1: Snøhvit and Askeladd area overview, including Albatross The properties used for flow rates calculations is shown in Table 1 and Table 2. The rates for drilling and completion is based on results presented in s. Table 1 Reservoir properties for Snøhvit, Albatross and Askeladd Reservoir Data Unit Snøhvit Albatross Askeladd Askeladd Askeladd 7121/4-D-1H 7121/7-N-4 Name Nord Sør Gamma (Stø Fm.) H Top reservoir m TVD MSL Reservoir pressure bar Total formation thickness m TVT m TVD MSL 2070m TVD MSL 2144 m TVD MSL Formation radius m HC bearing formation thickness m TVT 138 Net/Gross v/v (0.94 avg.) Porosity v/v (0.165 avg.) Permeability md md Kv/kh ratio Security Classification: Open - Status: Final Page 31 of 41

32 Temperature (top res) C 91? Reservoir radius Reservoir length along well Reservoir width across well X-position of well within reservoir Y-position of well within reservoir Well location m m m m m m m TVD MSL 2070m TVD MSL 2144m TVD MSL Water cut % Productivity Index (PI) 2 N/A gas N/A gas N/A gas Sm 3 oil/d/bar field field field Table 2: Fluid conditions for the expected fluids Fluid data Unit Snøhvit Albatross Snøhvit Reference field/well for fluid 7121/4-D-1H Albatross properties (Stø Fm.) 7121/7-N-4 H Askeladd Nord Askeladd Sør Askeladd Gamma Gas/oil/water contact(s) m TVD MSL FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Info om brønn Gas density kg/m Gas gravity sg Info om brønn Condensate density kg/m ,9 809,4 808,6 GOR (Gas / Condensate ratio C5+ (Sm3/Sm3) Sm3/Sm , , ,8 GCR (2018) FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Gas/cond Gas/cond Gas Gas Gas Reservoir fluid density g/cc Gas density g/cc 205 Oil density g/cc Viscosity cp , , ,03478 CO2 % 5.3 5,7 N2 % 2,0 0,5-1 H2S % Formation Volume Factor, 1/Bg When PI data are included reservoir width/ length, X-/Y- position and well location data are optional. Security Classification: Open - Status: Final Page 32 of 41

33 Blowout scenarios and probabilities During drilling operation relevant for Askeladd only During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined in /3/: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. With an assumption of annular flow, and with reference to the BSA Guideline /3/, the following probabilities are applied: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. Production and well intervention For production wells and wireline activities potential blowout rates have been calculated for through production tubing scenario. Blowout probabilities The blowout frequencies given in Table 3 are the outset of the assessment. Snøhvit and Albatross only has production as activity, while Askeladd also has drilling and well intervention activities. In addition, there are two injection wells for CO2 on Snøhvit, but as these does not enter hydrocarbon reservoirs, these are not taken into account in this BSA study. Table 3: Blowout frequencies relevant for Snøhvit field 1. Frequency Development Drilling deep (normal) (pr well) Completion (pr well) Wireline (pr well) Producing wells (pr well and year) 3,96E-05 2,75E-04 8,90E-06 7,91E-05 Security Classification: Open - Status: Final Page 33 of 41

34 Blowout probability Snøhvit and Albatross The Snøhvit field, including Albatross, has ten operating wells, three on Albatross and seven on Snøhvit. No drilling or well intervention is planned. This gives the blowout frequency for the two fields as follows: Snøhvit 7 x 7,91E-05 = 5,54E-04 Albatross 3 x 7,91E-05 = 2,37E-04 Blowout probability, Askeladd Askeladd has so far no producing well. The activity for this field is given in Table 4. The year 2020 will be a high activity year, while 2024 is considered a year of normal activity. Table 4 Activity level, year of normal activity, Askeladd Activity Drilling Completion 3 2 Wireline (LWI) 3 2 Production 1, Multiplying the total number of wells per activity with the given blowout frequency for the same activity gives the total blowout frequency given in Table 5 Table 5 The resulting blowout frequency, Askeladd Total blowout frequency High activity year Total blowout frequency Normal activity year Drilling 7,92E-05 - Completion 8,25E-04 - Wireline 2,67E-05 - Production 1,19E-04 3,96E-04 Total 1,05E-03 3,96E-04 Total blowout frequency for Snøhvit Adding the total blowout frequencies for Snøhvit, Albatross and Askeladd gives the all over blowout frequency given in Table 6. Security Classification: Open - Status: Final Page 34 of 41

35 Table 6 Total blowout frequency, Snøhvit, Albatross and Askeladd Field High activity year Normal activity year Snøhvit 5,54E-04 5,54E-04 Albatross 2,37E-04 2,37E-04 Askeladd 1,05E-03 3,96E-04 Sum 1,94E-03 1,19E-03 Blowout rates General The activity specific flow path distribution for floating installations as recommended given in 1 for floaters, is presented in Table 7. This is based on an overall assessment of scenarios and type of platform. Table 7 Flow path distribution Activity Flowpath distribution Surface Seabed Drilling 0,21 0,79 Completion 0,96 0,04 Wireline 0,25 0,75 Production 0 1 Simulations of blowout rates for different scenarios have been performed by Petroleum Technology using the Prosper code. The simulations performed for the drilling activity includes (see ch.3.1) 1. Top penetration 2. Drilling ahead 3. Tripping The blowout rates are calculated for seabed releases for drilling and production. Surface releases are included for activities where there is a riser from the subsea template to surface, i.e. drilling, completion and wireline activities. The simulations are performed under the conservative assumptions: Drilling: unrestricted annulus flow where the BOP has failed entirely. Production: unrestricted flow through production tubing Gas coning is not considered. As time passes reservoir pressure will decline from production, this factor is not accounted for. Historical data for drilling has few recordings of open hole blowouts 1 and the likelihood of such a scenario is seen as negligible. Flow through annulus is most likely and annulus rates are therefore used to represent the flow potential of a blowout during drilling operations. Security Classification: Open - Status: Final Page 35 of 41

36 For completed wells blowouts through drill string, annulus and tubing have been recorded in 1 with drill string and tubing as the most likely flow paths. Simulations of blowouts through production tubing have been performed for producing wells. 4.2 Blowout rates and frequencies, Snøhvit, Albatross and Askeladd For assessment of environmental risk, only the condensate blowout rates are relevant. The blowout rates are presented in Table 8. The Askeladd rates are given by the project, while the Snøhvit and Albatross rates are taken from the BSA carried out in Table 8 Oil/condensate blowout rates from all Snøhvit field wells, adjusted to nearest 100 Scenario Blowout rates Unrestricted (Sm 3 /d) Snøhvit Albatross Askeladd Seabed Seabead Surface Seabed Drilling Top penetration N.A. N.A (Annulus Drilling ahead N.A. N.A rates) Tripping N.A. N.A Completion N.A. N.A Wireline N.A. N.A Production The frequencies presented in Chapter 3 are conditioned on different activities, relevant to years of high and normal activity respectively. For a normal year, there is only production, but for high activity year there is also other activities such as drilling. Given a blowout the normalised probabilities (as given in Table 9) by distributing the blowout frequency for the different flowpaths and normalise by dividing on the total sum. Table 9 Normalised probabilities, Askeladd, year of high activity High activity year, 2020 Scenario probability Normalised totalt All Surface Seabed Surface Seabed Drilling 5 m (20 %) 1,58E-05 3,17E-06 1,27E-05 0,00 0,01 50 % (40 %) 3,17E-05 6,34E-06 2,53E-05 0,01 0, % (40 %) 3,17E-05 6,34E-06 2,53E-05 0,01 0,02 Completion 8,25E-04 7,92E-04 3,30E-05 0,75 0,03 Wireline 2,67E-05 6,68E-06 2,00E-05 0,01 0,02 Workover N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. Security Classification: Open - Status: Final Page 36 of 41

37 Production 1,19E-04 N.A. 1,19E-04 N.A. 0,11 Temp. abandoned wells N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. Sum 1,05E-03 8,15E-04 2,35E-04 0,78 0,22 Error! Reference source not found. displays combinations of activity specific blowout rates and scenario probabilities. A ll probabilities are conditioned on a blowout in a year of high activity. Table 10 Applicable rates for all scenarios for the entire Snøhvit field combined with frequency for blowouts, including normalised values. High activity year. Total Separately surface/seabed Rate Surface Seabed Surface Seabed Surface Seabed Freq. Freq. Normalised Normalised Normalised Normalised 100 3,17E-06 1,27E-05 0,00 0,01 0,00 0, ,11E-04 2,22E-04 0,44 0,12 1,00 0, ,00E+00 7,91E-04 0,00 0,43 0,00 0,77 Sum 8,15E-04 1,12E-03 0,44 0,56 1,00 1,00 Sum totalt 1,84E-03 For the total Snøhvit field the probability distribution between surface and seabed release in a high activity year is 44 % and 56 % respectively. Weighted and P90 rates for Environmental Preparedness Analysis The weighted rate for the drilling scenario is based on the methodology described in chapter 0 and is summarized in Table 11 below. Table 11: Weighted rate for drilling scenarios Scenarios Scenario probability Blowout rates, Surface (Sm 3 /d) Blowout rates, Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% Drilling ahead 40% Tripping 40% Weighted Rate The P90 rate is determined based on all activities on the different fields, for high and normal activity years, and also for the entire Snøhvit field, i.e. Snøhvit, Albatross and Askeladd. A cumulative rate distribution was established, and the Security Classification: Open - Status: Final Page 37 of 41

38 results are shown below in Table 12. As a normal year only consists of production only, and Snøhvit + Albatross which have higher blowout rates has twice as many producing wells as Askleadd, the P90 value for the total field is 1200 Sm 3 /d. A high activity year, including both possibilities for surface and seabed blowouts, a weighted rate of 800 Sm 3 /d is calculated. Table 12 Weighted and P90 blowout rates summarized, adjusted to nearest 100 Blowout rates, Scenarios Blowout rates, Blowout rates, weighted Surface (Sm 3 /d) Seabed (Sm 3 /d) surface/seabed (Sm 3 /d) Weighted Rate Drilling, Askeladd Location distribution drilling, Askeladd 20 % 80 % P90 Askeladd, high activity year Location distribution P90, Askeladd, High activity year 78 % 22 % P90 Askeladd, normal activity year N.A Location distribution P90, Askeladd, Normal activity year % P90 Rate, Snøvhit and Albatross N.A (seabed only) Location distribution P % P90 Rate, total field, high activity year Location distribution P90, high activity year P90 Rate, total field, normal activity year Location distribution P90, normal activity year % 56 % N.A % Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or oil coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /1/. Water and oil coning are not considered in the assessment. Well specific input about time to drill a relief wells is given by the project and presented in Table 13. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill Security Classification: Open - Status: Final Page 38 of 41

39 the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. The drilling time is based on an Askepott well, while for the time to make decision and to mobilise a rig is agreed to use the same number of days as Johan Castberg 2 Table 13: Time to drill a horizontal relief well (days) Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations drilling geomagnetic steering into the well killing the well The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 39 and 87 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 13. The statistical normal time for drilling a relief well if not killed by other remedies/occurrences, is 61 days. A probability distribution is presented in Figure 2. Figure 2: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 14 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /1/. Based on Table 14 maximum blowout duration is suggested to be 77 days. Security Classification: Open - Status: Final Page 39 of 41