AU-TPD DW ED Security Classification: Open - Status: Final Page 1 of 105

letebrønnene 7324/3-1 Intrepid Eagle, Security Classification: Open - Status: Final Page 1 of 105

Innhold 1 Sammendrag... 7 2 Ramme for aktiviteten... 10 3 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna... 10 3.1 Lokasjon for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle... 10 3.2 Lokasjon for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep... 13 3.3 Lokasjon for letebrønn 7132/2-1... 15 4 Generell informasjon... 18 4.1 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Intrepid Eagle... 18 4.1.1 Målsetting for boreaktiviteten... 19 4.2 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Korpfjell Deep... 19 4.2.1 Målsetting for boreaktiviteten... 21 4.3 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn... 22 4.3.1 Målsetting for boreaktiviteten... 23 4.4 Operasjonelle risikoreduserende tiltak for hele borekampanjen... 24 4.5 Boring og brønndesign for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle... 24 4.6 Boring og brønndesign for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep... 26 4.7 Boring og brønndesign for letebrønn 7132/2-1... 28 5 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks... 29 5.1 Valg og evaluering av kjemikalier... 29 5.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp... 29 5.3 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier... 30 5.3.1 Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder for Intrepid Eagle, Korpfjell Deepog... 31 5.3.2 Planlagt brukte kjemikalier for alle tre brønnene... 33 5.3.3 Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer for West Hercules... 34 5.4 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Intrepid Eagle... 35 5.5 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Korpfjell Deep... 35 5.6 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn... 35 5.7 Sementkjemikalier for letebrønn Intrepid Eagle... 36 5.8 Sementkjemikalier for letebrønn Korpfjell Deep... 36 5.9 Sementkjemikalier for letebrønn... 37 5.10 Beredskapskjemikalier for letebrønn Intrepid Eagle, Korpfjell Deep og... 38 5.11 Riggkjemikalier, tørrbulk og oljeholdig vann for West Hercules... 38 5.11.1 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner... 39 5.11.2 Drenasje- og oljeholdig vann... 40 5.12 Utslipp av borekaks... 40 Security Classification: Open - Status: Final Page 3 of 105

6 Planlagte utslipp til luft... 41 6.1 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Intrepid Eagle... 41 6.2 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Korpfjell Deep... 41 6.3 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn... 42 7 Avfallshåndtering... 43 7.1 Håndtering av borekaks... 43 7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall... 43 8 Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp på West Hercules... 44 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning for Intrepid Eagle... 45 9.1 Introduksjon... 45 9.1.1 Aktivitetsbeskrivelse... 45 9.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen... 46 9.1.3 Utblåsningsrater og varigheter... 47 9.1.4 Oljetype... 48 9.1.5 Resultater fra oljedriftsmodellering... 48 9.2 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen... 51 9.2.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl... 51 9.2.2 Miljørisiko for kystnære VØK... 52 9.2.3 Miljørisiko for sjøfugl - MARAMBS datasett... 52 9.2.4 Miljørisiko for fisk... 53 9.2.5 Miljørisiko strandhabitater... 53 9.2.6 Miljørisiko for den marginale issonen ismåke og isbjørn... 53 9.2.7 Miljørisiko for polarfronten... 53 9.3 Beredskapsanalyse... 54 9.3.1 Formål og ytelseskrav... 54 9.3.2 Utslippsscenarier... 55 9.3.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering... 55 9.3.4 Influensområder og stranding... 56 9.3.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2... 57 9.3.6 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4... 58 9.3.7 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 5... 58 9.3.8 Bruk av kjemisk dispergering... 58 9.3.9 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner... 59 9.3.10 Særlige hensyn letebrønn Intrepid Eagle... 59 9.4 Konklusjon miljørisiko- og beredskapsanalyse... 60 10 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning for letebrønn Korpfjell Deep... 63 10.1 Introduksjon... 63 10.1.1 Aktivitetsbeskrivelse... 63 Security Classification: Open - Status: Final Page 4 of 105

10.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen... 64 10.1.3 Utblåsningsrater og varigheter... 65 10.1.4 Oljetype... 66 10.1.5 Resultater fra oljedriftsmodellering... 66 10.2 Resultater fra miljørisikoanalysen... 68 10.2.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl... 68 10.2.2 Miljørisiko for fisk... 69 10.2.3 Miljørisiko for kystbundne sjøfugl, marine pattedyr, strandhabitater... 69 10.2.4 Miljørisiko for sjøfugl - MARAMBS datasett... 69 10.2.5 Miljørisiko for polarfronten... 69 10.2.6 Miljørisiko for den marginale issonen ismåke og isbjørn... 70 10.3 Beredskapsanalyse... 70 10.3.1 Formål og ytelseskrav... 71 10.3.2 Utslippsscenarier... 71 10.3.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering... 72 10.3.4 Influensområder og stranding... 73 10.3.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2... 73 10.3.6 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3, 4 og 5... 74 10.3.7 Bruk av kjemisk dispergering... 74 10.3.8 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner... 75 10.3.9 Særlige hensyn for oljevernberedskap ved letebrønn Korpfjell... 75 10.4 Konklusjon miljørisiko- og beredskapsanalyse... 76 11 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning for letebrønn... 78 11.1 Introduksjon... 78 11.1.1 Aktivitetsbeskrivelse... 78 11.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen... 79 11.1.3 Utblåsningsrater og varigheter... 80 11.1.4 Oljetype... 81 11.1.5 Resultater fra oljedriftsimuleringer... 81 11.2 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen... 83 11.2.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl... 83 11.2.2 Miljørisiko for kystbundne sjøfugl... 84 11.2.3 Miljørisiko for sjøpattedyr... 84 11.2.4 Miljørisiko for fisk... 85 11.2.5 Miljørisiko strandhabitat... 85 11.2.6 Miljørisiko for sjøfugl Lyslogger (SEATRACK) datasett... 85 11.3 Beredskapsanalyse... 86 11.3.1 Formål og metodikk... 86 Security Classification: Open - Status: Final Page 5 of 105

11.3.2 Utslippsscenarier... 87 11.3.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering... 87 11.3.4 Influensområder og stranding... 88 11.3.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2... 89 11.3.6 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4... 89 11.3.7 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 5... 90 11.3.8 Bruk av kjemisk dispergering... 90 11.3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner... 91 11.3.10 Særlige hensyn for letebrønn... 91 11.4 Konklusjon for miljørisiko- og beredskapsanalyse... 92 12 Referanser... 94 Vedlegg A... 95 Vedlegg B... 104 Security Classification: Open - Status: Final Page 6 of 105

1 Sammendrag Ingen rødlistede arter ble funnet på havbunnslokasjonene til Korpfjell Deep Intrepid Eagle og. Brønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i pilothullet og topphullseksjonene. Vannbasert borevæske planlegges benyttet i 17 ½ seksjonen, og oljebasert borevæske i 12 ¼ - og 8 ½ seksjonene. Intrepid Eagle, 7324/3-1 og, 7132/2-1 er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullsseksjonene og vannbasert borevæske i i 12 ¼ - og 8 ½"-seksjonen. Intrepid Eagle Statoil vurderer at miljørisikoen for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er akseptabel og innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og i alle årets måneder. I planlagt boreperiode med oppstart sommeren 2018, som for hele året, er det gruppen pelagisk sjøfugl som har høyest miljørisiko i alle skadekategorier, med høyest utslag for krykkje, lomvi, havhest og lunde. Statoil vurderer at de foreslåtte beredskapstiltak vil redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen ytterligere, og at den planlagte beredskapen for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er tilstrekkelig. Statoil vurderer at miljørisiko for marine pattedyr, strandhabitat og fisk er svært lav. Den marginale issonen berøres ikke av et utslipp med utblåsningsrater som lagt til grunn i denne analysen. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på faktisk oljetype og en SIMA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. Det settes krav til kapasitet som kan håndtere 12 tonn oljeemulsjon som kan drive mot land, med responstid 38 døgn. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7324/3-1 Intrepid Eagle innen 38 døgn. Korpfjell Deep Statoil vurderer at miljørisikoen for boring av letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er akseptabel. Statoil vurderer at de foreslåtte beredskapstiltak vil kunne redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen, og at den planlagte beredskapen for boring av letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er tilstrekkelig. Security Classification: Open - Status: Final Page 7 of 105

Høyest miljørisiko er beregnet for sommer- og vintersesongen i moderat skadekategori (restitusjonstid 1-3 år) med 7 % av akseptkriteriet. Det er i åpent hav, og artene krykkje og polarlomvi som er dimensjonerende for miljørisikoen gjennom året. Oljedriftsmodelleringen for letebrønn Korpfjell viste at det er usannsynlig at olje vil kunne strande, særlig i planlagt boreperiode, men også ved utslipp i resten av året. Det er derfor ingen miljørisiko for biologiske ressurser knyttet til kystområder. Sannsynlighet for at olje fra et utslipp i planlagt boreperiode skal treffe sjøisen er vurdert å være liten. Miljørisiko for dyr som lever i tilknytning til iskanten, som f.eks isbjørn, er derfor også svært lav. Miljørisiko for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og i alle årets sesonger. I planlagt boreperiode (Q3 2018), som for hele året, er det gruppen pelagisk sjøfugl som har høyest miljørisiko, i alle skadekategorier. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på aktuell oljetype og en SIMA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3, 4 og 5 stilles det ikke spesifikke krav til beredskap da det er beregnet at det ikke vil bli stranding av olje ved et utslipp fra letebrønn Korpfjell Deep. Statoil vurderer at miljørisiko for letebrønn 7132/2-1 er akseptabel. Den høyeste beregnede miljørisiko for letebrønn 7132/2-1 er 24 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i skadekategori Moderat. Det er beregnet for lomvi og polarlomvi (pelagisk sjøfugl) om høsten/vinteren. Kystnært vil konsekvensene være størst for havhest om våren og sommeren og stellerand om høsten og vinteren. Miljørisikoen er imidlertid lav (< 1,6 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier). Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk. Det var meget små utslag i miljørisiko for alle arter marine pattedyr. Det er Vesterålen- Finnmarksbestanden for havert som har høyest miljørisiko i høstsesongen (0,013% av akseptkriteriet). Resultatene for fisk viser at det er ingen modellruter med THC-konsentrasjoner >50 ppb, og potensiale for skader på bestandsnivå for fisk vurderes derfor som lavt. Statoil vurderer derfor at miljørisikoen er svært lav for fisk. Den marginale issonen, Polarfronten og Bjørnøya berøres ikke av et utslipp med utblåsningsrater som lagt til grunn i denne analysen. Miljørisikoanalysen for letebrønn 7132/2-1 er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer og måneder. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på en SIMA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. Security Classification: Open - Status: Final Page 8 of 105

Det settes krav til kapasitet som kan håndtere 54 tonn oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer kan drive mot land, med responstid 36 døgn. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på land. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Security Classification: Open - Status: Final Page 9 of 105

2 Ramme for aktiviteten Prinsipper for risikoreduksjon beskrives i 11 i rammeforskriften. Lovgivningen sier at skade eller fare for skade på mennesker, miljø eller materielle verdier skal forhindres eller begrenses i tråd med helse-, miljø- og sikkerhetslovgivningen, herunder interne krav og akseptkriterier som er av betydning for å oppfylle krav i denne lovgivningen. Videre sier forskriftet at utover dette nivået skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig. Statoil planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette. 3 Havbunnsundersøkelser og sårbar bunnfauna DNV har gjennomført grunnlagsundersøkelse tokt på Intrepid Eagle borelokasjon i 2016 og Korpfjell Deep og i 2017. Sedimentprøver med grabb ble tatt i tillegg til visuell monitorering med ROV. Statoil sine vurderinger baserer seg på innsamlet informasjon fra dette toktet. For alle tre brønnene mener Statoil det ikke er sårbar bunnfauna på borelokasjon en trenger ta spesiellt hensyn til og Statoil planlegger ikke for videre tiltak i forbindelse med dette. Endelig rapport vil bli ettersendt Miljødirektoratet når den foreligger i 2018 fra DNV-GL. 3.1 Lokasjon for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Havbunnen er typisk for dypere felt med flat bunn med sedimenter bestående av mudder og sand for hele området og bare noen få tilfeldige blokker ble funnet. Ingen trålemerker eller andre spor av menneskelig aktivitet ble funnet og som indikerer en uberørt havbunn. Havbunnen rundt Intrepid Eagle var svært monoton med bare noen få observasjoner av svamp og bare 16 megafauna havbunnsarter ble registrert. Ingen koraller eller andre rødlistede arter ble dokumentert. En stor del av observasjonene var hardbunnsarter i forbindelse med de få steinblokkene som ble observert. De vanligste svampene som ble observert var Polymastia sp. og Stylocordyla borealis. Figur 3.1 viser relativ mengde, fordeling og tetthet av svamp på lokasjonen og figur 3.2 vise et typisk bilde av havbunnen i området [19]. Security Classification: Open - Status: Final Page 10 of 105

Figur 3.1 Relativ mengde av svamp klassifisert i semi kvantitative grupper på Intrepid Eagle lokasjon. Security Classification: Open - Status: Final Page 11 of 105

Figur 3.2 Typisk havbunn på Intrepid Eaglelokasjon samt steinblokk med sjø anemonene (Horamthia nodosa og Actinostola callosa) og svampene (Stryphnus ponderosus og Mycale sp.) Typisk havbunn viser også en paddetorsk (Cottunculus microps). Security Classification: Open - Status: Final Page 12 of 105

3.2 Lokasjon for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep Havbunnen på Korpfjell Deep lokasjon (omtalt som Korpfjell2 av DNV GL) består hovedsakelig av mudder og sand med grus og stein og noen tilfeldige steinblokker samt større ansamlinger av organsike partikler. Korpfjell Deep har relativt høy artsrikdom med høy individtetthet av artene som ble observert. Det ble funnet mindre mengder svamp hovedsakelig av hardunnsarter. Bløtkorallen Gersemia sp. ble funnet over hele området men ingen rødlista arter ble observert. Observasjonene sammenfaller godt med det som ble observert på Korpfjell lokasjon i 2016. Figur 3.3 viser relativ mengde, fordeling og tetthet av svamp på Korpfjell Deep og figur 3.4 vise et typisk bilde av havbunnen i området. Figur 3.3 Relativ mengde av svamp klassifisert i semi kvantitative grupper på Korpfjell Deep. Security Classification: Open - Status: Final Page 13 of 105

Figur 3.4 Venstre side viser typis havbunn dekket med organiske partikler og høyre bilde viser stein og grus med tilhørende fauna. Security Classification: Open - Status: Final Page 14 of 105

3.3 Lokasjon for letebrønn 7132/2-1 Havbunnen på lokasjon kan beskrives som gjørmeaktig, flat og homogen med nesten ingen observerte svamp. Trålmerker på havbunnen var relativt vanlig med i snitt 1,1 trålmerke per 100 meter. Det var få registreringer av megafauna arter og ingen koraller eller rødlista arter ble registrert. Figur 3.5 viser relativ mengde, fordeling og tetthet av svamp på og figur 3.6 vise et typisk bilde av havbunnen i området. Security Classification: Open - Status: Final Page 15 of 105

Figur 3.5 viser relativ mengde, fordeling og tetthet av svamp på. Security Classification: Open - Status: Final Page 16 of 105

Figur 3.6 vise et typisk bilde av havbunnen i området rundt. Security Classification: Open - Status: Final Page 17 of 105

4 Generell informasjon 4.1 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Intrepid Eagle Letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er planlagt i posisjon 73 57 N og 24 41 Ø. Intrepid Eagle prospektet ligger på Bjarmelandplattformen i Hoopområdet. Brønnen er lokaslisert omlag 60 km nord for Wisting funnet (7324/8-1) og Hanssen funnet (7324/7-2). De nærmeste brønnene er 7324/2-1 Apollo (9 km) og 7325/1-1 Atlantis (13 km). Brønnen er lokalisert omlag 172 km sørøst for Bjørnøya og omlag 314 km nord for fastlandet. Et områdekart for den planlagte brønnen samt referansebrønner er vist i Figur 4.1. Vanndypet på brønnlokasjon er 454 m MSL. Brønnlokasjonen befinner seg i lisens PL615. Tabell 4.1 nedenfor viser rettighetshavere og lisensandel for lisensen. Figur 4.1 Kart som viser Intrepid Eagle prospektlokasjon og brønnplassering, samt lokasjon av referansebrønner Security Classification: Open - Status: Final Page 18 of 105

Tabell 4.1: Rettighetshavere og lisensandel for PL615: Selskap Prosentandel Statoil Petroleum AS (operatør) 80 % Petoro AS 20 % 4.1.1 Målsetting for boreaktiviteten Primært formål med letebrønn 7324/3-1 er å påvise hydrokarboner og undersøke reservoarpotensialet i Intrepid Eagle prospektet, i sandsteiner av trias og jura alder. Brønnen vil bore gjennom sandsteinssekvenser ved flere nivå, der primært mål er trias-sander innenfor Storfjorden undergruppe (Snadd formasjonen, Carn 02). Sekundære mål er å undersøke reservoarpotensialet samt tilstedeværelse av hydrokarboner i sandsteiner innenfor Realgrunnen undergruppe (formasjonene Stø og Fruholmen), og dypereliggende sandsteiner i Storfjorden undergruppe; Snadd formasjonen (Atlantis kanalen). 4.2 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Korpfjell Deep Letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er planlagt i posisjon 74 00' N og 35 50 Ø. Brønnen er lokalisert på Haapetdomen, på Bjarmelandplattformen, sørøst i den norske delen av Barentshavet. Brønnen er planlagt ca. 9 km sør for brønn 7435/12-1 som ble boret i 2017 på Korpfjell segment A. Dette var den første brønnen på Korpfjellprospektet og i lisens PL859. Korpfjell Deep er en forpliktelsesbrønn som skal bores på Korpfjell segment B. Brønnlokasjonen er ca. 420 km fra norskekysten, og ca. 36 km fra grensa mot Russland. Et områdekart for den planlagte brønnen sammen med referansebrønn er vist i figur 4.2. Vanndypet på brønnlokasjon er ca. 245 m MSL. Brønnlokasjonen befinner seg i lisens PL859. Tabell 4.2 nedenfor viser rettighetshavere og lisensandel for lisensen. Security Classification: Open - Status: Final Page 19 of 105

Figur 4.2 Kart over PL859. Brønnlokasjon 7335/3-1 Korpfjell Deep er planlagt ca. 9 km sør for brønn 7435/12-1. Tabell 4.2: Rettighetshavere og lisensandel for PL859: Selskap Prosentandel Statoil Petroluem As (operatør) 30 % Chevron Norge AS 20 % Petoro AS 20 % Lundin Norway AS 15 % ConocoPhillips Skandinavia AS 15 % Security Classification: Open - Status: Final Page 20 of 105

4.2.1 Målsetting for boreaktiviteten Primært formål med letebrønn 7335/3-1 er å innfri boreforpliktelsen i PL859, ved å bore til minimumsdyp 4000 m MSL eller inn i salt. Det er også et mål å påvise hydrokarboner i sandsteiner i Korpfjell-prospektet, segment B. Brønnen vil bore gjennom sandsteinssekvenser ved flere nivå, der primært mål er sander innenfor Realgrunnen undergruppe (formasjonene Stø og Fruholmen). Sekundære mål er sandsteiner av trias alder i formasjonene Snadd, Kobbe og Havert. Lisensen ønsker også å undersøke tilstedeværelse av dypere kildebergarter av øvre perm alder (Ørretformasjonen). Lisensens anbefalte totale dyp for brønnen er ca. 4250 m MSL. Utfallet av denne brønnen vil påvirke videre leteaktivitet i området. Security Classification: Open - Status: Final Page 21 of 105

4.3 Beliggenhet, lisensforhold og målsetting for letebrønn Letebrønn 7132//2-1 er planlagt i posisjon 71 51' 55.87 N og 32 25'56.41 Ø. Brønnen er lokalisert på Signalhornetdomen på Finnmarkplattformen, ca. 55 km fra grensen mot Russland og 150 km fra fastlands Norge. Et områdekart for den planlagte brønnen sammen med referansebrønn er vist i Figur 4.2. Vanndypet på brønnlokasjon er ca. 293 m MSL. Brønnlokasjonen befinner seg i lisens PL857. Tabell 4.2 nedenfor viser rettighetshavere og lisensandel for lisensen. Figur 4.2 Kart over PL857 med prospektlokasjon Security Classification: Open - Status: Final Page 22 of 105

Tabell 4.3: Rettighetshavere og lisensandel for PL857: Selskap Prosentandel Statoil (operatør) 40 % Aker BP ASA 20 % Lundin Norway AS 20 % Petoro AS 20 % 4.3.1 Målsetting for boreaktiviteten Primært formål med letebrønn 7132/2-1 er å påvise hydrokarboner og undersøke reservoarpotensialet i sandsteiner av kritt, jura og trias alder. Brønnen vil bore gjennom sandsteinssekvenser ved flere nivå, med mulig tilstedeværesel av hydrokarboner: I Adventdalen gruppen (Creataceous IV formasjonen), i Realgrunnen undergruppe (Stø, Nordmela, Tubåen og Fruholmen formasjonene) og i Storfjorden gruppen (Snadd formasjonen). Under boringen av brønn 7132/2-1 vil det være viktig å samle nok data for å videre å kunne ta stilling til kommersialiteten i -prospektet, samt for evalueringen av behov for eventuelle avgrensningsbrønner. Security Classification: Open - Status: Final Page 23 of 105

4.4 Operasjonelle risikoreduserende tiltak for hele borekampanjen Følgende operasjonelle risikoreduserende tiltak vil bli iverksatt før boring inn i reservoaret for alle de omsøkte brønnene: Trendanalyse av volumendring ved pumpestopp for borestrengskobling. Dette vil lettere identifisere endringer i brønnresponsen under boring. Trendanalyse av volumendring ved strømningssjekk før og under uttrekning av borestreng. Dette vil lettere identifisere endringer i brønnresponsen under uttrekning av borestreng. Statoil vil utføre brønnkontrolløvelser med relevant mannskap om bord for å redusere responstiden ved en brønnkontrollsituasjon. Statoil vil innføre begrenset kranaktivitet under boring i reservoaret for å begrense riggbevegelser og eventuell feiltolking ved volumovervåkning. Endring i borevæskeparametere vil bli begrenset til et minimum under boring av reservoarseksjonen, for i større grad å være i stand til å tidlig detektere et mulig brønnspark. Ved større endringer i borevæskeparametere vil det bli vurdert å stanse boringen midlertidig slik at volumkontroll til enhver tid vil bli opprettholdt. Statoil vil innføre en rutine under boring av grunne reservoarseksjoner der seniorpersonell alltid er tilstede på boredekk før innboring og før hver uttrekking av borestreng fra åpent hull ved eksponert reservoar. 4.5 Boring og brønndesign for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Brønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene og vannbasert borevæske i 12 ¼ - og 8 ½"-seksjonen. Statoil har valgt å bore brønnen med 12 ¼ hull inn i første reservoar noe som øker de boretekniske marginene og gir en sikrere boring. En oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske er gitt i vedlegg A, tabell A-1.1. Økotoksikologiske data for produkter som ikke er på PLONOR-listen er tilgjengelige i databasen NEMS Chemicals. Omsøkt mengde bore- og brønnkjemikalier er basert på brønndesign beskrevet i tabell 4.4. Alle dyp er målt fra boredekksnivå på West Hercules (høydereferanse er betegnet RKB). RKB - MSL på West Hercules er 31 m. Vanndypet på lokasjonen er omtrent 454 m MSL. Pilothull Lokasjonen for letebrønn 7324/3-1 har grunn gass klasse 0 men det søkes om opsjon for boring av pilothull. 36" x 42 - og 17 ½ -brønnseksjonene De to øverste hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann. For å rense hullet vil høyviskøse piller bli pumpet. Etter boring fortrenges hullet til vektet vannbasert væske. 36 lederør og 20" x 13 3/8 foringsrør blir kjørt og sementert i hele sin lengde. Borekaks og eventuell overskytende sement slippes ut på havbunnen da stigerør ikke er installert. 12 ¼"- og 8 ½" brønnseksjon Security Classification: Open - Status: Final Page 24 of 105

For disse seksjonene er det planlagt å benytte et vannbasert borevæskesystem. Borekaks vil bli returnert til overflaten via innretningens stigerør, separert over shaker og sluppet over bord. All overflødig borevæske vil bli sendt til land for gjenbruk. Et 12 ¼" hull vil bli boret til seksjonens totale dyp før datainnsamling, i henhold til eget program, utføres og et 9 5/8" forlengelsesrør kjøres og sementeres. Røret planlegges sementert tilbake over dets totale lengde, men basert på innsamlet informasjon fra 12 ¼" hullet kan sementlengden bli redusert. Til slutt bores et 8 ½" hull til brønnes totale dyp og datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program, før brønnen blir pemanent tilbakeplugget. Tabell 4.4: Letebrønn Intrepid Eagle med oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks inkludert pilothull. Hullseksjon Dybde m (MD) Seksjonslengde Type Utslipp av bore-væske til sjø Kaks generert Kakshåndtering (fra-til) [m] [m 3 ] [m 3 ] [tonn] 9 7/8 PH 485-851 366 36 x 42 485-533 48 17 ½ 533-851 318 SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud 300 18 54 utslipp til sjø 420 43 129 utslipp til sjø 900 49 148 utslipp til sjø 12 ¼ 851-1425 574 KCL/GEM/pol WBM 210 44 131 utslipp til sjø 8 ½ 1425-1831 406 KCL/GEM/pol WBM 200 15 45 utslipp til sjø P&A 0 0 KCL/GEM/pol WBM 200 0 0 utslipp til sjø Totalt - 1346-2230 168,9 506,6 - Security Classification: Open - Status: Final Page 25 of 105

4.6 Boring og brønndesign for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep Brønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene, vannbasert borevæske i 17 ½ seksjonen, og oljebasert borevæske i 12 ¼ - og 8 ½ seksjonene. I 17 ½ seksjonen vil et 8 ½ hull bli boret ut ifra 20 foringsrør og inn i det grunneste reservoaret for å fastslå om det er vann, olje eller gass tilstede. Det er utarbeidet to brønndesign basert på utfallet av pilothullet, hvor hoveddesignet er basert på fravær av hydrokarboner i dette reservoaret. Ved funn av olje vil pilothullet bli åpnet til 22 hullstørrelse og det hydrokarbonbærende reservoaret isolert med en 16 liner som sementeres over hele sin lengde. Sett bort i fra seksjonen med 16 liner er de to designene like. Brønndesignet utløst av oljefunn er dimensjonerende for utslippssøknaden, både med hensyn til oljerater, men også med hensyn til kaks til sjø, da hullstørrelsen åpnes til 22 for å gi rom for 16 lineren. Dette er derfor gjenspeilet i tabell 4.5. En oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske er gitt i vedlegg A, i tabell A-1.2. Økotoksikologiske data for produkter som ikke er på PLONOR-listen er tilgjengelige i databasen NEMS Chemicals. Omsøkt mengde bore- og brønnkjemikalier er basert på tabell 4.5. Alle dyp er målt fra boredekksnivå på West Hercules (høydereferanse er betegnet RKB). RKB - MSL på West Hercules er 31 m. Vanndypet på lokasjonen er omtrent 248 m MSL. Pilothull av lokasjon Det planlegges med å bore et 9 7/8 pilothull for å samle inn nødvendig data for å optimalisere endelig settedyp på foringsrør. Det er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller. 42 - og 26 -brønnseksjonene De to øverste hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann. For å rense hullet vil høyviskøse piller bli pumpet. Etter boring fortrenges hullet til vektet vannbasert væske. 36 lederør og 20 foringsrør blir kjørt og sementert i hele sin lengde. Borekaks og eventuell overskytende sement slippes ut på havbunnen da stigerør ikke er installert. 17 ½ brønnseksjon Denne seksjonen er planlagt å bores med et vannbasert borevæskesystem. 13 5/8 foringsrør blir kjørt og sementert med topp av sement 300 meter over sko. Borekaks vil bli returnert til overflaten via innretningens stigerør, separert over shaker og sluppet over bord. All overflødig borevæske vil bli sendt til land for gjenbruk. 12 ¼ brønnseksjon Denne seksjonen er planlagt å bores med et oljebasert borevæskesystem. 9 5/8 liner blir kjørt og sementert i hele sin lengde. Borekaks vil bli returnert til overflaten via innretningens stigerør, separert over shaker og sendt til land for behandling. 8 ½ brønnseksjonene Denne seksjonen er planlagt å bores med et oljebasert borevæskesystem. Borekaks vil bli returnert til overflaten via innretningens stigerør, separert over shaker og sendt til land for behandling. Security Classification: Open - Status: Final Page 26 of 105

Tabell 4.5: Letebrønn Korpfjell Deep med oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks Hull- seksjon Dybde m (MD) Seksjonslengde Type Utslipp av bore-væske til sjø Kaks generert (fra-til) [m] [m 3 ] [m 3 ] [tonn] 9 7/8 PH 279-550 271 36 x42" 279-325 46 26" 325-540 215 8.5 PH 540-730 190 SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud Kakshåndtering 500 13 40 Utslipp til sjø 550 41 123 Utslipp til sjø 700 74 221 Utslipp til sjø 350 7 21 Utslipp til sjø 22" 540-650 110 KCl/GEM/pol 100 27 81 Utslipp til sjø 17.5" 650-1040 500 KCl/GEM/pol 170 78 233 Utslipp til sjø 12 1/4 " 1040-2600 1560 XP-07 0 119 356 Til land 8 1/2" 2600-4300 1700 XP-07 0 62 187 Til land P&A - - XP-07 0 - - Til land Totalt - 4592,0-2100,0 420,6 1261,8 - Security Classification: Open - Status: Final Page 27 of 105

4.7 Boring og brønndesign for letebrønn 7132/2-1 Brønn 7132/2-1 er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller i topphullseksjonene og vannbasert borevæske i 12 ¼" - og 8 ½"-seksjonene. Statoil har valgt å bore brønnen med 12 ¼ hull inn i første reservoar noe som øker de boretekniske marginene og gir en sikrere boring. En oversikt over forbruk og utslipp av vannbasert borevæske er gitt i vedlegg A, tabell A-1.3. Økotoksikologiske data for produkter som ikke er på PLONOR-listen er tilgjengelige i databasen NEMS Chemicals. Omsøkt mengde bore- og brønnkjemikalier er basert på tabell 4.6. Alle dyp er målt fra boredekksnivå på West Hercules (høydereferanse er betegnet RKB). RKB - MSL på West Hercules er 31 m. Vanndypet på lokasjonen er omtrent 293 m MSL. 7132/2-U-1 pilothull Det planlegges med å bore et pilothull for å samle inn nødvendig data for å optimalisere endelig settedyp på foringsrør. Det er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller. 36x42 - og 17 ½ -brønnseksjonene De to øverste hullseksjonene er planlagt boret med sjøvann. For å rense hullet vil høyviskøse piller bli pumpet. Etter boring fortrenges hullet til vektet vannbasert væske. 36 lederør og 20" x 13 3/8 foringsrør blir kjørt og sementert i hele sin lengde. Borekaks og eventuell overskytende sement slippes ut på havbunnen da stigerør ikke er installert. 12 ¼"- og 8 ½" brønnseksjon Vannbasert borevæskesystem er planlagt i disse seksjone. Borekaks returneres til overflaten via innretningens stigerør, separert over shaker og sluppet overbord. Overflødig borevæske sendes til land for gjenbruk. Et 12 1/4" hull er planlagt boret til seksjonens totale dyp før nødvendig datainnsamling, i henhold til eget program, foretas, etterfulgt av installering av 9 5/8" forlengelsesrør som sementeres over hele rørets lengde. Til slutt bores et 8 ½" hull til brønnes totale dyp og datainnsamling vil bli gjennomført i henhold til eget program før brønnen blir pemanent tilbakeplugget. Security Classification: Open - Status: Final Page 28 of 105

Tabell 4.6: Letebrønn med oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengder og massebalanse for borevæske og kaks. Tabellen inkluderer også pilothull. Hullseksjon Dybde m (MD) Seksjonslengde Type Utslipp av bore-væske til sjø Kaks generert Kakshåndtering (fra-til) [m] [m 3 ] [m 3 ] [tonn] 9 7/8 PH 324-600 276 SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud 300 14 41 utslipp til sjø 36 x 42 324-365 41 SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud 400 37 110 utslipp til sjø 17 ½ 365-595 230 SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud 450 36 107 utslipp til sjø 12 ¼ 595-685 90 KCl/GEM/pol WBM 220 7 21 utslipp til sjø 8 ½ 685-900 215 KCl/GEM/pol WBM 200 8 24 utslipp til sjø P&A 0 0 KCl/GEM/pol WBM 200 24 utslipp til sjø Totalt - 852-1470 101,7 302,1-5 Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks 5.1 Valg og evaluering av kjemikalier Klassifiseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i databasesystemet Nems Chemicals. Kjemikalier benyttes i henhold til aktivitetsforskriftens rammer og miljøklassifiseres basert på HOCNF-informasjon. Alle produkter vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Årlig avholdes substitusjonsmøter mellom Statoil og leverandører/kontraktører, her presenteres produktporteføljen og bruksområder der HMSegenskapene er synliggjort. På møtene gjøres opp status for tidligere vedtatte aksjoner og det diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene i bruk og muligheten for substitusjon fremover. Statoil vil særlig prioritere substitusjonskandidater som går til utslipp. Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter. 5.2 Kontroll, måling og rapportering av utslipp Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med virksomheten på norsk sokkel, slik at både myndighetskrav og interne krav vil bli ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de leverandører som leverer tjenester i forbindelse med boringen av brønnene. Det er utarbeidet et riggspesifikt måleprogram for West Hercules. Måleprogrammet er en del av Statoil sitt styringssystem, ARIS. Rapportering av forbruk og utslipp av riggkjemikalier utføres av boreentreprenør. Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker og sementkjemikalier utføres av den enkelte leverandør. Security Classification: Open - Status: Final Page 29 of 105

5.3 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder av kjemikalier I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse til forbruk av svarte og røde kjemikalier og forbruk og utslipp av grønne og gule kjemikalier. Mengdene er beregnet ut fra andel svart, rødt og gult stoff i hvert av handelsproduktene. Det vises til Vedlegg A for underlag for de omsøkte mengdene. De omsøkte kjemikaliene er inndelt i bore- og brønnkjemikalier, riggkjemikalier og kjemikalier i lukket system. Kjemikaliemengdene er basert på boring og tilbakeplugging av Intrepid Eagle, Korpfjell Deep og som beskrevet i kapittel 4. Worst case doseringsrater er lagt til grunn for estimering av kjemikalieforbruk. Hjelpekjemikaliene er beregnet ut fra erfaringstall av månedlig forbruk på West Hercules. Utslipp til sjø i forbindelse med planlagt aktivitet består av: Bore- og brønnkjemikalier Riggkjemikalier som gjengefett, BOP væske og vaskemidler Utboret kaks Dreneringsvann, sanitærvann og organisk kjøkkenavfall Tabell 5.1, 5.2 og 5.3 viser totalt omsøkte forbruks- og utslippsmengder av grønne, gule og røde kjemikalier ved boring av brønnene. Omsøkte forbruksmengder av kjemikalier i lukkede systemer (kjemikalier uten utslipp til sjø) er gitt i kapittel 5.3.3. Tabell 5.1 Samlet omsøkte forbruks- og utslippsmengder ved boring av Intrepid Eagle Kjemikalietype Omsøkt forbruk [tonn] Omsøkt utslipp til sjø [tonn] Total mengde grønt stoff 1376 1323 Total mengde gult stoff (ekskl. Y2) 65 56 Total mengde gult Y2 stoff 0 0,001 Total mengde rødt stoff 0 0,000 Tabell 5.2 Samlet omsøkte forbruks- og utslippsmengder ved boring av Korpfjell Deep Kjemikalietype Omsøkt forbruk [tonn] Omsøkt utslipp til sjø [tonn] Total mengde grønt stoff 2197 1540 Total mengde gult stoff (ekskl. Y2) 746 65 Total mengde gult Y2 stoff 19 0,000 Total mengde rødt stoff 21 0,000 Security Classification: Open - Status: Final Page 30 of 105

Tabell 5.3 Samlet omsøkte forbruks- og utslippsmengder ved boring av Kjemikalietype Omsøkt forbruk [tonn] Omsøkt utslipp til sjø [tonn] Total mengde grønt stoff 1105 1079 Total mengde gult stoff (ekskl. Y2) 45 37 Total mengde gult Y2 stoff 0 0,000 Total mengde rødt stoff 0 0,000 5.3.1 Omsøkt forbruk og utslipp av gule, grønne og røde kjemikalier fordelt på bruksområder for Intrepid Eagle, Korpfjell Deepog Tabell 5.4, 5.5 og 5.6 viser estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøkategori fordelt på bruksområde. Tabell 5.4 Letebrønn Intrepid Eagle med estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøklassifisering fordelt på bruksområder Forbruk stoff i grønn kategori (kg) Utslipp stoff i grønn kategori (kg) Forbruk stoff i gul kategori (kg) Utslipp stoff i gul kategori (kg) Forbruk stoff i rød kategori (kg) Utslipp stoff i rød kategori (kg) Forbruk stoff i sort kategori (kg) Bruksområde/tillatelseskategori 104 og 100 101 102 103 104 og 100 101 102 103 Anslått i OBM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Anslått i WBM 1361095 1308010 55000 0 0 0 51000 0 0 0 0 0 0 Anslått i sementkjemikalier 604 285 1 3 1 0 1 2 1 0 0 0 0 Anslått i riggkjemikalier 14209 14209 4011 903 0 0 3878 903 0 0 0 0 0 Anslått mengde andre bore og brønnkjemikalier 0 0 5124 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Kjemikalier i lukket system 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10996 0 21962 Sum kjemikalier 1375908 1322503 64136 906 1 0 54878 905 1 0 10996 0 21962 Security Classification: Open - Status: Final Page 31 of 105

Tabell 5.5 Letebrønn Korpfjell Deep med estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøklassifisering fordelt på bruksområder Forbruk stoff i grønn kategori (kg) Utslipp stoff i grønn kategori (kg) Forbruk stoff i gul kategori (kg) Utslipp stoff i gul kategori (kg) Forbruk stoff i rød kategori (kg) Utslipp stoff i rød kategori (kg) Forbruk stoff i sort kategori (kg) Bruksområde/tillatelseskategori 104 og 100 101 102 103 104 og 100 101 102 103 Anslått i OBM 631325 0 649496 23774 19005 0 0 0 0 0 21000 0 0 Anslått i WBM 1539875 1515000 58550 0 0 0 56600 0 0 0 0 0 0 Anslått i sementkjemikalier 1191 165 2 9 1 0 0 1 0 0 0 0 0 Anslått i riggkjemikalier 24765 24763 6991 1574 0 0 6758 1574 0 0 0 0 0 Anslått mengde andre bore og brønnkjemikalier 0 0 5124 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Kjemikalier i lukket system 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10996 0 21962 Sum kjemikalier 2197156 1539928 720163 25356 19006 0 63358 1574 0 0 31996 0 21962 Tabell 5.6 Letebrønn med estimert forbruk og utslipp av stoff i gul, grønn og rød miljøklassifisering fordelt på bruksområder Forbruk stoff i grønn kategori (kg) Utslipp stoff i grønn kategori (kg) Forbruk stoff i gul kategori (kg) Utslipp stoff i gul kategori (kg) Forbruk stoff i rød kategori (kg) Utslipp stoff i rød kategori (kg) Forbruk stoff i sort kategori (kg) Bruksområde/tillatelseskategori 104 og 100 101 102 103 104 og 100 101 102 103 Anslått i OBM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Anslått i WBM 1090100 1064300 34600 0 0 0 31800 0 0 0 0 0 0 Anslått i sementkjemikalier 451 119 1 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Anslått i riggkjemikalier 14209 14209 4011 903 0 0 3878 903 0 0 0 0 0 Anslått mengde andre bore og brønnkjemikalier 0 0 5124 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Kjemikalier i lukket system 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10996 0 21962 Sum kjemikalier 1104760 1078627 43736 905 0 0 35678 903 0 0 10996 0 21962 Security Classification: Open - Status: Final Page 32 of 105

5.3.2 Planlagt brukte kjemikalier for alle tre brønnene En stor andel av kjemikaliene som går til utslipp er PLONOR-kjemikalier. Dette er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke-akkumulerende og/eller uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Kjemikaliene er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene. Produktene som planlegges benyttet i gul miljøklassifisering befinner seg i kategorien gul Y1, og anses å ha akseptable miljøegenskaper. Vannbasert borevæske: Produktene i borevæsken er grønne PLONOR-kjemikalier der eneste gule produkt er GEM GP. Dette er et enkelt glykol produkt og brukes som et formasjonsstabilliserende middel. I tillegg planlegges det bruk av små mengder brønn vaskemiddel, H2S fjerner og biosid som alle er i gul Y1 kategori. Sementkjemikalier: Det planlegges å bruke fire kjemikalier i gul kategori. Ett av disse er i gul Y2-kategori. De resterende kjemikaliene som er planlagt brukt er grønne PLONOR-kjemikalier. Ingen sementkjemikalier i rød kategori er planlagt brukt. Riggkjemikalier: Det planlegges kun å benytte gule og grønne riggkjemikalier. Ingen riggkjemikalier er i Y2-kategori. Security Classification: Open - Status: Final Page 33 of 105

5.3.3 Omsøkt forbruk av svarte kjemikalier - Kjemikalier i lukkede systemer for West Hercules Det søkes om tillatelse til bruk av svarte kjemikalier i lukket system med estimert forbruk over 3000 kg pr. år pr. installasjon. Statoil har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av krav til økotoksikologisk dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften 62. Økotoksikologisk dokumentasjon for de nevnte produkter i Tabell 5.7 er registrert i databasen NEMS Chemicals. Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av disse faktorene: Krav til garantibetingelser. Utskifting iht. et påkrevd intervall, eksempelvis utstyrsspesifikke krav. Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for å ivareta funksjon og integritet til systemer. Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov. Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer og lignende. Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres iht. plan for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling. Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større utskiftninger på riggen i løpet av ett år. Omsøkt forbruk inkluderer estimert årlig forbruk på West Hercules, samt en opsjon på ytterligere forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori som kan benyttes ved væskeutskifting av systemer. Det søkes om et forbruk på 35000 liter som omfatter normalt årlig forbruk og en opsjon på å benytte ytterligere 20 000 liter dersom det blir nødvendig med utskiftning av alle systemene. De omsøkte produktene er brukt i lukkede systemer og vil ikke medføre planlagte utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Tabell 5.7 viser en oversikt over kjemikalier i lukkede systemer som kan få et forbruk høyere enn 3000 kg per år per installasjon. I brannskum anlegg på West Hercules brukes det fluorfrie brannskummet Re-Healing RF3, 3% fra Solberg Scandinavia AS. Tabell 5.7 Kjemikalier i lukkede systemer med estimert forbruk over 3000 kg/år/installasjon % andel stoff i kategori Forbruk stoff i kategori( kg) Handelsnavn Funksjon Miljøvurdering Estimert årlig forbruk (kg) Utslipp (kg) Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn Shell Tellus S2 V 46 Hydraulikkolje Svart 6000 0 10,55 89,45 0,00 0,00 633 5367 0 0 Shell Tellus S2 V 68 Hydraulikkolje Svart 3000 0 38,31 61,69 0,00 0,00 1149 1851 0 0 Shell Tellus S2 V 32 Hydraulikkolje Svart 3000 0 6,00 94,00 0,00 0,00 180 2820 0 0 Houghton-SAFE 273 CTF v2 Hydraulikkvæske Rød 3000 0 0,00 31,96 6,19 61,86 0 959 186 1856 Opsjon ved utskiftning Hydraulikkolje/væske Svart 20000 0 100,00 20000 0 0 0 Sum 35000 21962 10996 186 1856 *Det er konservativt søkt om tillatelse til forbruk av 100 % svart stoff i tilfelle det skulle være ønskelig å bytte til et annet produkt ved en totalutskiftning av væsken på et større hydraulisk system. Per i dag er det ikke planlagt å bytte til andre produkter. Security Classification: Open - Status: Final Page 34 of 105

5.4 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Intrepid Eagle 36" x 42 og 17 ½ seksjonene vil bli boret før stigerør er installert og borevæsken vil gå i retur til havbunnen. Seksjonene vil bli boret med sjøvann, og viskøse væskepiller med bentonitt/polymer vil bli pumpet ved behov for å rense hullet (kun PLONOR kjemikalier). For å stabilisere reaktiv leire kan det bli nøvendig å pumpe et vannbasert borevæskesystem med KCl før kobling av nytt borerør og før uttrekking av hullet. Etter at BOP og stigerør er installert er det planlagt å benytte et KCl/glykol vannbasert borevæskesystem. Borekaks vil bli returnert til overflaten, separert over shaker og sluppet over bord. All overflødig borevæske vil bli sendt til land for gjenbruk i andre prosjekter. Vannbasert borevæskesystem anbefales for å unngå forurensning fra borevæsken under innsamling av data fra formasjonene. 5.5 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Korpfjell Deep Pilothull, 36x42 og 26 seksjonene vil bli boret før stigerør er installert og borevæsken vil gå i retur til havbunnen. Seksjonene vil bli boret med sjøvann, og viskøse væskepiller med bentonitt/polymer vil bli pumpet ved behov for hullrensing (kun PLONOR kjemikalier). For å stabilisere reaktiv leire kan det bli nøvendig å pumpe et vannbasert borevæskesystem med KCl før kobling av nytt borerør og før uttrekking av hullet. Etter at BOP og stigerør er installert er det planlagt å benytte et KCl/glykol vannbasert borevæskesystem for 17 ½ seksjonen, og et oljebasert boreslamsystem for 12 ¼ og 8 ½ seksjonene. Borekaks vil bli returnert til overflaten og separert over shaker. Borekaks fra 17 ½ seksjonene boret med vannbasert boreslam vil bli sluppet over bord, og borekaks fra 12 ¼ og 8 ½ seksjonene boret med oljebasert boreslam vil bli sendt til land for behandling. All overflødig borevæske vil bli sendt til land for gjenbruk i andre prosjekter. Oljebasert borevæskesystem er fordelaktig for hullstabilitet i krevende formasjoner. 5.6 Valg av borevæskesystemer og begrunnelse for bruk for letebrønn Pilothull, 36x42 og 17 ½" seksjonene vil bli boret før stigerør er installert og borevæsken vil gå i retur til havbunnen. Seksjonene vil bli boret med sjøvann, og viskøse væskepiller med bentonitt/polymer vil bli pumpet ved behov for å rense hullet (kun PLONOR kjemikalier). For å stabilisere reaktiv leire kan det bli nøvendig å pumpe et vannbasert borevæskesystem med KCl før kobling av nytt borerør og før uttrekking av hullet. Etter at BOP og stigerør er installert er det planlagt å benytte et KCl/glykol vannbasert borevæskesystem. Borekaks vil bli returnert til overflaten, separert over shaker og sluppet over bord. All overflødig borevæske vil bli sendt til land for gjenbruk i andre prosjekter. Vannbasert borevæskesystem er fordelaktig for å unngå forurensning fra borevæsken under innsamling av data fra formasjonene. Security Classification: Open - Status: Final Page 35 of 105

5.7 Sementkjemikalier for letebrønn Intrepid Eagle Tabellene A-3.1 i Vedlegg A angir forbruk og utslipp av sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram for brønnen. Det er kun planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i gul og grønn kategori. For brønnen er det tatt høyde for pilot hull, 36" lederør, 20 x 13 3/8" foringsrør og 9 5/8" forlengelsesrør, skillevæsker og tilbakeplugging av hovedbrønn og pilothull. I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet inn i brønnen. Resterende belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Beregnet utslipp per vaskejobb er 300 liter kjemikalieforurenset vaskevann. På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en ekstra sikkerhetsmargin på sementvolum som vist under: Lederør: 300 % av teoretisk ringromsvolum Overflaterør: 100 % av teoretisk ringromsvolum Forings- og avhengningsrør: 150% av teoretisk ringromsvolum Tilbakepluggingsvolum: 30% av teoretisk volum Tilbakeplugging av brønnen vil generere oppvaskvolum og skillevæsker som vil gå til sjø. En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. Den resterende mengden vil gå til utslipp. For utslipp til sjø regner man: Lederør: 50 % av teoretisk ringromsvolum Overflaterør: 25 % av teoretisk ringromsvolum i åpent hull I tillegg er det lagt inn en sikkerhetsmargin på 50% på det totale forventede forbruk og utslipp. Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2% av totalt sementforbruk. 5.8 Sementkjemikalier for letebrønn Korpfjell Deep Tabell A-3.2 i Vedlegg A angir forbruk og utslipp av sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram for brønnen. Det er kun planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i gul og grønn kategori. For brønnen er det tatt høyde for 36" lederør, 20 overflaterør, 16 forlengelsesrør, 13 5/8 foringsrør, 9 5/8 forlengelsesrør, skillevæsker og tilbakeplugging av brønnen. I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet inn i brønnen. Resterende belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Beregnet utslipp per vaskejobb er 300 liter kjemikalieforurenset vaskevann. På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en ekstra sikkerhetsmargin på sementvolum som vist under: Security Classification: Open - Status: Final Page 36 of 105

Lederør: 200 % av teoretisk ringromsvolum Overflaterør: 50 % av teoretisk ringromsvolum Forings- og avhengningsrør: 50% av teoretisk ringromsvolum Tilbakepluggingsvolum: 50% av teoretisk volum Tilbakeplugging av brønnen vil generere oppvaskvolum og skillevæsker som vil bli sendt til land for videre behandling. En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. Den resterende mengden vil gå til utslipp. For utslipp til sjø regner man: Lederør: 50 % av teoretisk ringromsvolum Overflaterør: 25 % av teoretisk ringromsvolum i åpent hull All skillevæske og overflødig sement planlagt for 16 forlengelsesrør og i overflateplugg I tillegg er det lagt inn en sikkerhetsmargin på 50% på det totale forventede forbruk og utslipp. Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2% av totalt sementforbruk. 5.9 Sementkjemikalier for letebrønn Tabell A-3.3 i Vedlegg A angir forbruk og utslipp av sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram for brønnen. Det er kun planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i gul og grønn kategori. For brønnen er det tatt høyde for 36" lederør, 20 x 13 3/8" foringsrør og 9 5/8" forlengelsesrør, skillevæsker og tilbakeplugging av hovedbrønn og pilothull. I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet inn i brønnen. Resterende belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Beregnet utslipp per vaskejobb er 300 liter kjemikalieforurenset vaskevann. På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en ekstra sikkerhetsmargin på sementvolum som vist under: Lederør: 200 % av teoretisk ringromsvolum Overflaterør: 50 % av teoretisk ringromsvolum Forings- og avhengningsrør: 50% av teoretisk ringromsvolum Tilbakepluggingsvolum: 50% av teoretisk volum Tilbakeplugging av brønnen vil generere oppvaskvolum og skillevæsker som vil bli sendt til land for videre behandling. En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. Den resterende mengden vil gå til utslipp. For utslipp til sjø regner man: Lederør: 50 % av teoretisk ringromsvolum Security Classification: Open - Status: Final Page 37 of 105

Overflaterør: 25 % av teoretisk ringromsvolum i åpent hull I tillegg er det lagt inn en sikkerhetsmargin på 50% på det totale forventede forbruk og utslipp. Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2% av totalt sementforbruk. 5.10 Beredskapskjemikalier for letebrønn Intrepid Eagle, Korpfjell Deep og Beredskapskjemikalier vil under normale forhold ikke vil bli benyttet, men kan komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette kan for eksempel være grunn gass, fastsittende borestreng, tapt sirkulasjon i brønn, sementforurensing osv. Forbruk av disse kjemikaliene vil gå utover det som er omsøkt av planlagte kjemikalier. Ved «normal» bruk doseres produktene inn i væsken og fortynnes slik at utslipp av kjemikaliene vil være under produktenes potensielle giftighetsnivå. En oversikt over beredskapskjemikaliene er gitt i Vedlegg B, tabell B-1 5.11 Riggkjemikalier, tørrbulk og oljeholdig vann for West Hercules Estimert forbruk og utslipp av riggkjemikalier er gitt i kapittel 5.3. Vaskekjemikalier Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr o.l. Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive kjemikalier som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Ved vasking av dekk under boring med oljebasert borevæske vil vaskevann i skitne områder gå i lukket avløp og renses/sendes til land. Ut over dette vil brukt vaskemiddel slippes til sjø. Vaskemiddelet er vannbasert og komponentene forventes å biodegradere fullstendig i vannmassene. En oversikt over riggvaskemiddel per brønn er gitt i App. A tabell A-4.1, A-4.2 og A-4.3. Gjengefett Gjengefett vil bli brukt ved sammenkobling av borestreng og foringsrør. Ved boring med vannbasert borevæske vil overskytende gjengefett bli sluppet til sjø sammen med borevæsken som vedheng på kaks. Utslippet av gjengefett er ut i fra bransjestandard estimert til 10% av forbruket ved boring med vannbasert borevæske. En oversikt over gjengefett per brønn er gitt i Vedlegg A tabell A-4.1, A-4.2 og A-4.3. BOP-væske BOP-kontrollvæske benyttes ved trykktesting og aktivisering av ventiler og systemer på BOP (utblåsningsventil). BOP-systemet er et åpent system hvor mesteparten av forbruk går til utslipp. Produktene er vannløselige og vil umiddelbart etter utslipp distribueres fritt i vannmassene og fortynnes nedenfor NOEC (No Effect Concentration). Security Classification: Open - Status: Final Page 38 of 105

En oversikt over BOP-væsker per brønn er gitt i Vedlegg A tabell A-4.1, A-4.2 og A-4.3 5.11.1 Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner Ved operering av liner og pumper for intern transport på rigg, samt lasting og lossing av tørrbulk vil det fra tid til annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom ventilene. Ventilene må til tider også blåses rene når de samme linene skal brukes til ulikt tørrstoff. Disse utslippene rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp av borevæsker og sement. Security Classification: Open - Status: Final Page 39 of 105

5.11.2 Drenasje- og oljeholdig vann Dreneringsvann fra rene områder på riggen vil bli rutet direkte til sjø. Vann fra skitne områder vil rutes til sloptank og bli renset før utslipp vha. riggens sloprenseanlegg. Vann fra såkalte skite områder inkluderer vaskevann og drenasjevann fra dekk samt vaskevann generert ifm. vasking av utstyr og tanker som har inneholdt kjemikalier brukt under operasjonen. Ved rensing via riggen sloprenseanlegg vil oljeholdig vann med oljekonsentrasjon på mindre enn 30 mg/l bli sluppet til sjø fra renseanlegget. De resterende mengdene som ikke kan behandles ombord, vil bli sendt til land for behandling eller deponering ved godkjent anlegg. Dersom sloprenseanlegg er ute av drift, vil alt vann fra skitne områder bli sendt til land for behandling. 5.12 Utslipp av borekaks Estimert mengde utslipp av kaks i forbindelse med boringen av 7324/3-1 Intrepid Eagle, 7335/3-1 Korpfjell Deep og 7132//2-1 er vist i tabell 4.4, 4.5 og 4.6. Security Classification: Open - Status: Final Page 40 of 105

6 Planlagte utslipp til luft 6.1 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Intrepid Eagle Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på West Hercules er estimert til 44 tonn per døgn, og den planlagte operasjonen har en estimert varighet på 29 døgn. Videre planlegging av brønnen kan gi endringer i antall dager på varihet av boreprosjektet. Beregnet utslipp av klimagasser ifm. kraftgenerering er gitt i tabell 6.1. Norsk Olje & Gass sine standardfaktorer er benyttet for å estimere utslipp av de ulike klimagassene, med unntak av NOx-utslipp hvor standardfaktor fra særavgiftsforskriften er benyttet. Tabell 6.1 Estimert utslipp til luft per døgn og totalt for den planlagte operasjonen Dieseldrevne motorer Diesel CO 2 NO x nmvoc SO x Mengde forbrukt OLF Faktor Utslipp Utslipp OLF Faktor Utslipp Utslippsfaktor Utslipp [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] Forbruk og utslipp per døgn 44 3,17 139 0,053 2 0,005 0,2 0,000999 0,044 Anslått for 29 døgn 1276 3,17 4045-68 - 6-1,275 6.2 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Korpfjell Deep Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på West Hercules er estimert til 44 tonn per døgn, og den planlagte operasjonen har en estimert varighet på 54 døgn. Videre planlegging av brønnen kan gi endringer i antall dager på varihet av boreprosjektet. Beregnet utslipp av klimagasser ifm. kraftgenerering er gitt i tabell 6.2. Norsk Olje & Gass sine standardfaktorer er benyttet for å estimere utslipp av de ulike klimagassene, med unntak av NOx-utslipp hvor standardfaktor fra særavgiftsforskriften er benyttet. Tabell 6.2 Estimert utslipp til luft per døgn og totalt for den planlagte operasjonen Dieseldrevne motorer Diesel CO 2 NO x nmvoc SO x Mengde forbrukt OLF Faktor Utslipp Særavgiftsforskriften Særavgiftsforskriften Utslipp OLF Faktor Utslipp Utslippsfaktor Utslipp [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] Forbruk og utslipp per døgn 44 3,17 139 0,053 2 0,005 0,2 0,000999 0,044 Anslått for 54 døgn 2376 3,17 7532-126 - 12-2,374 Security Classification: Open - Status: Final Page 41 of 105

6.3 Utslipp ved kraftgenerering ved boring av letebrønn Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på West Hercules er estimert til 44 tonn per døgn, og den planlagte operasjonen har en estimert varighet på 29 døgn. Videre planlegging av brønnen kan gi endringer i antall dager på varihet av boreprosjektet. Beregnet utslipp av klimagasser ifm. kraftgenerering er gitt i tabell 6.3. Norsk Olje & Gass sine standardfaktorer er benyttet for å estimere utslipp av de ulike klimagassene, med unntak av NOx-utslipp hvor standardfaktor fra særavgiftsforskriften er benyttet. Tabell 6.3 Estimert utslipp til luft per døgn og totalt for den planlagte operasjonen Dieseldrevne motorer Diesel CO 2 NO x nmvoc SO x Mengde forbrukt OLF Faktor Utslipp Særavgiftsforskriften Utslipp OLF Faktor Utslipp Utslippsfaktor Utslipp [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] [tonn/tonn] [tonn] Forbruk og utslipp per døgn 44 3,17 139 0,053 2 0,005 0,2 0,000999 0,044 Anslått for 29 døgn 1276 3,17 4045-68 - 6-1,275 Security Classification: Open - Status: Final Page 42 of 105

7 Avfallshåndtering Norsk olje og gass sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse avfallshåndtering, og en installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet og flyterigger som opererer for Statoil er underlagt samme sorteringssystem. Alt næringsavfall og farlig avfall, bortsett fra fraksjonene som defineres som produksjonsavfall; Kaks, brukt oljeholdig borevæske og oljeholdig slop blir håndtert av avfallskontraktøren SAR. Avfallskontraktørene sørger for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrømsløsninger som velges skal godkjennes av Statoil. Avfallskontraktørene lager også et miljøregnskap for sine valgte nedstrømsløsninger. Hovedfokus for valgte nedstrømsløsninger vil være å sikre høyest mulig gjenvinningsgrad for avfallet som håndteres. Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til Norsk olje og gass sine anbefalte avfallskategorier. Avfall som kommer til land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene blir avvikshåndtert og ettersortert på land. Avfallskontraktørene benyttes også som rådgivere i tilrettelegging av avfallssystemer ute på plattformene. Egne avtaler er inngått for behandling av boreavfall (borekaks /borevæske, oljeholdig boreslop og tankvask) med borevæskekontraktørene og spesialfirma for håndtering av boreavfall. Det er også utviklet et kompensasjonsformat som skal stimulere til gjenbruk av de brukte borevæskene. Væske/slop som ikke kan gjenbrukes sendes videre til godkjente avfallsbehandlingsanlegg. Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdeponi skal reduseres. Dette skal i størst mulig grad oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet. 7.1 Håndtering av borekaks Kaks generert under boring med vannbaserte borevæskesystemer er designet for å kunne slippes til sjø. 7.2 Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall Vann fra sanitæranlegg behandles og slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall males opp på riggen før utslipp til sjø. Security Classification: Open - Status: Final Page 43 of 105

8 Tiltak for å redusere risiko for utilsiktede utslipp på West Hercules For å redusere risiko for utilsiktede utslipp fra rigg er det satt følgende tekniske krav til riggen: Doble fysiske barrierer på alle linjer mot sjø Tankkapasitet for oljeholdig vann Liquid additive system (LAS) for dosering av sementkjemikalier System som gir god nøyaktighet og kontrollert forbruk av kjemikalier Alle områder hvor olje- og kjemikaliesøl kan oppstå skal være koblet til lukket drainsystem To uavhengige systemer for operering av slip-joint pakninger på stigerør Områder ved kjellerdekkshull og andre områder der utslipp normalt kan gå direkte til sjø har kant som forhindrer utslipp til sjø Security Classification: Open - Status: Final Page 44 of 105

9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning for Intrepid Eagle 9.1 Introduksjon Statoil gir i dette kapittelet sin vurdering av miljørisiko og beskriver planlagt beredskapsløsning og hvilke forutsetninger disse er gjort på. Det gis også et sammendrag av miljørisikoanalysen [1] og beredskapsanalysen [2] utført for 7324/3-1 Intrepid Eagle. Begge analysene er lagt ved søknaden. Miljørisikoanalysen er utført av DNV GL og beredskapsanalysen er utført av Statoil. Analysene er gjennomført i samsvar med Styringsforskriftens paragraf 17, Aktivitetsforskriftens paragraf 73, veileder for miljørettet risikoanalyse (MIRA) [3] og veileder for miljørettede beredskapsanalyser [4]. Miljørisikoanalysen er gjennomført ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool) for Gemini Nord prosjektet fra 2016. Analysen er gjennomført som en helårlig analyse, men det vil i gjennomgangen bli lagt størst vekt på risikoene i den aktuelle boreperioden. Innledningsvis presenteres brønnspesifikk informasjon som ligger til grunn for både miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen. 9.1.1 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7324/3-1 Intrepid Eagle skal bores i Barentshavet. Vanndybden på borelokasjon er 451 m og korteste avstand til land er 178 km til Bjørnøya og 319 km til fastlandet, Magerøya i Nordkapp kommune. Brønnen har en posisjon 37 km nordøst for letebrønn Gemini Nord som ble boret i 2017. Boringen er planlagt med oppstart i løpet av andre/tredje kvartal 2018. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Riggen vil bruke dynamisk posisjonering (dp) under boreoperasjonen. I modelleringen er det brukt sannsynlighetsfordeling for oppankring, som vil være en konservativ tilnærming. Forventet hydrokarbontype er olje og brønnen er kategorisert som en letebrønn i et nytt område med hensyn til utblåsningssannsynlighet. Det er ikke forventet høyt trykk i reservoaret. Utblåsningssannsynlighet for denne leteboringen er beregnet til 0,013 % (sannsynlighet for en gjennomsnittlig letebrønn oljebrønn) basert på historiske data. Fakta om letebrønnen er oppsummert i Tabell 9.1. Tabell 9.1 Basisinformasjon for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 73 57'N 024 41'Ø Avstand til Gemini Nord (OPERAto) 37 km Vanndyp 451 m Borerigg West Hercules Planlagt boreperiode Q2/Q3 2018 Sannsynlighet for utblåsning 1.3 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate Overflate: 312 m 3 /døgn Sjøbunn: 258 m 3 /døgn Totalt: 271 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Wisting Central Olje (838 kg/ m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid for boring 63 døgn av avlastningsbrønn) Security Classification: Open - Status: Final Page 45 of 105

Figur 9.1 Lokasjon til letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Korteste avstand til land er 178 km til Bjørnøya og 319 km til fastlandet (Magerøya i Nordkapp kommune). Figuren er hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1]. 9.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen Miljørisiko beregnes og uttrykkes som en sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skadepotensialet måles etter hvor lang tid en art/bestand vil trenge for å restituere seg tilbake til opprinnelig størrelse etter en hendelse. 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). Statoils akseptkriterier for 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". Den beregnede miljørisikoen vises i miljørisikoanalyser som prosentandel av akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle benyttes Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 9.2). Security Classification: Open - Status: Final Page 46 of 105

Tabell 9.2 Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko Miljøskadekategori Varighet av miljøskade Operasjonsspesifikk risiko (per operasjon) Mindre 1 måned 1 år < 1 x 10-3 Moderat 1 3 år < 2,5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4 Alvorlig < 10 år < 2,5 x 10-5 Enklere uttrykt betyr dette at Statoils akseptkriterier for miljøskade ved leteboring er: < 1 mindre miljøskade for hver 1000 leteboring < 1 moderat miljøskade for hver 4000 leteboring < 1 betydelig miljøskade for hver 10 000 leteboring < 1 alvorlig miljøskade for hver 40 000 leteboring. 9.1.3 Utblåsningsrater og varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er presentert i Tabell 9.3. Rater er basert på utblåsninger gjennom annulus. Den totale vektede utblåsningsraten for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er 271 m 3 /d, og er benyttet for å dimensjonere oljevernberedskap for letebrønnen. Tabell 9.3 Utblåsningsrater og varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen 7324/3-1 Intrepid Eagle Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling 2 5 14 35 63 Sannsynlighet for raten 80 20 % Overflate 25 % 420 52 % 19 % 14 % 5 % 10 % 40 % 320 40 % 50 20 % Sjøbunn 75 % 340 40 % 19 % 18 % 8 % 15 % 40 % 280 40 % Beregnet 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. Statoil har beregnet at tid for boring av avlastningsbrønn for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle vil kunne ligge mellom 33 og 69 dager. Detaljer er gitt i vedlegg til beredskapsanalysen for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle, teknisk notat fra Statoil ASA, kapittel 5. Monte Carlo simuleringer av minimum/maksimum verdiene ble gjennomført for å etablere en sannsynlighetsdistribusjon av utblåsningsvarighet. Denne fordeler seg fra 2 til 63 dagers varighet. Dette gir 63 dager varighet for 7324/3-1 Intrepid Eagle og er beskrevet i mer detalj i samme vedlegg. Statoil har en portefølje av flyterigger som kan bore avlastningsbrønn for Security Classification: Open - Status: Final Page 47 of 105

brønnene i denne kampanjen. Seilingstid til lokasjon vil variere med posisjon til aktuelle flyterigg på mobiliseringstidspunkt, men ligge innenfor intervallet beskrevet i overnevnte vedlegg til Beredskapsanalyse for 7324/3-1 Intrepid Eagle. For 7324/3-1 Intrepid Eagle er maksimal utblåsningsvarighet for bruk i miljørisikoanalysen satt til 63 døgn. 9.1.4 Oljetype Wisting Central olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Det er gjennomført et forvitringsstudie av Wisting Central olje i 2017 [5]. Forvitringsstudien er gjennomført for to temperaturer, 2 og 5 C. Dette er realistiske temperaturer også for 7324/3-1 Intrepid Eagle lokasjonen. Wisting Central olje er en middels tung naftensk olje (838 kg/m3) med lavt innhold av asfaltener (0.05 wt. %) og voksinnhold (0.72 wt. %) sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Oljen har svært lavt stivnepunkt (<36 C). Høy initiell fordampning resulterer i økt asfalten og voksinnhold, som er med på å stabilisere vann i olje emulsjon. Wisting Central olje er vist å danne lav-viskøse vann-i-olje emulsjoner med relativ lave maksimum vannopptak (60 vol%). Viskositeten er i utgangspunktet lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene. Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid (<15 minutter), også ved lave vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60 C etter 6 timer avhengig av vindstyrke, lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker. Oljedriftsimuleringene for letebrønnen 7324/3-1 Intrepid Eagle er utført med Wisting Central olje (Tabell 9.4). Wisting Central olje er også benyttet for dimensjonering av oljevernberedskap. Egenskaper som påvirker forvitring av olje på sjø og derved er sentral for beredskapsplanlegging er opplistet i tabell 9.4. Tabell 9.4 Egenskaper som påvirker forvitring av olje på sjø Parameter Wisting Central olje [5] Oljetetthet (kg/m 3 ) 838 Maksimalt vanninnhold (vol %) 60 Voksinnhold (vekt %) 0,72 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,05 Viskositet, fersk olje (5 ºC) (cp) 10 9.1.5 Resultater fra oljedriftsmodellering Oljedrift og forvitring av oljen er modellert med modellen OSCAR (MEMW versjon 7.0.1). Strøm- og vinddata som er benyttet i analysen er henholdsvis SVIM (1997-2011) og NORA10 (1997-2011). Det er modellert for værforhold gjennom hele året for ulike scenarier av utslippsdyp, rate og varigheter. 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 havoverflaten, 100 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration, oppløst og i dråpeform) for vannsøylen, og 0,01 tonn/km Security Classification: Open - Status: Final Page 48 of 105

for strandlinjen. Influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Effekt av oljevernberedskap er ikke inkludert i oljedriftsmodelleringen. Influensområdene (< 5 % sannsynlighet for treff ved en utblåsning) for overflateutblåsninger er presentert i Figur 9.2. Det er ikke store forskjeller i influensområde mellom sesongene og relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger. Resultatene av oljedriftsmodelleringen for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle viser at olje sannsynligvis ikke vil nå fastlandet. Det kan forekomme stranding på Bjørnøya med små mengder og svært lang drivtid (minimum 38 døgn) (Tabell 9.5). Det er kun to landruter på Bjørnøya som ahr >5 % sannsynlighet for stranding av mer enn 1 tonn olje per 10x10 km ruter i vintersesongen gitt en sjøbunnsutblåsning. Det er ingen sannsynlighet for stranding i de andre sesongene, og heller ingen sannsynlighet for stranding gitt en overflateutblåsning. Det er ikke forventet av oljen når russisk farvann gitt en utblåsning fra Intrepid Eagle. Influensområder for vannkolonnen er små. Det er ikke THC-konsentrasjoner i vannsøylen 50 ppb innen 10 10 km ruter i influensområdet. 58 ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og larver. Security Classification: Open - Status: Final Page 49 of 105

Figur 9.2 Statistiske influensområder for overflateutblåsning fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle for alle sesonger. Det er relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger Figurene viser sannsynlighet for treff av olje og viser ikke hvordan et enkeltutslipp kan se ut. Security Classification: Open - Status: Final Page 50 of 105

Tabell 9.5 Strandingsstatistikk (uten oljevernberedskap) for korteste drivtid til land (kun Bjørnøya) og størst mengde strandet emulsjon for all oljeberørt kyst (kun Bjørnøya). 95 persentiler fra modelleringsresultatene er oppgitt. Størst mengde strandet oljeemulsjon Persentil (tonn) Drivtid til land (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter 95 4 2 5 12 57,9 70,4 56,6 37,7 9.2 Oppsummering av resultater fra miljørisikoanalysen Det er analysert for potensielle effekter på pelagisk og kystbundne sjøfuglarter, marine pattedyr, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og presentert per sesong. Miljørisiko uttrykkes som beregnet skade på bestander eller kystområder gitt et utslipp kombinert med sannsynlighet for utblåsning. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Miljørisiko er beregnet og vist her uten å ta hensyn til konsekvensreduserende effekt av oljevernberedskap. 9.2.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl Miljørisiko i hver skadekategori for sjøfugl i åpent hav i Barentshavet er presentert i Figur 9.3. Høyest miljørisiko er beregnet for høst- og vintersesongen i moderat skadekategori (restitusjonstid 1-3 år) med 5 % av akseptkriteriet. Det er krykkje, lomvi, havhest og lunde som er dimensjonerende arter for miljørisikoen gjennom året. Miljørisiko for pelagisk sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Figur 9.3 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle presentert for pelagisk sjøfugl (Barentshavet) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene for alle sesonger. Security Classification: Open - Status: Final Page 51 of 105

9.2.2 Miljørisiko for kystnære VØK Miljørisiko i hver skadekategori for kystnære sjøfugl eller marine pattedyr knyttet til fastlands Norge eller Svalbard/Bjørnøya er presentert i Figur 9.4. Høyest miljørisiko er beregnet for vårsesongen i moderat skadekategori (restitusjonstid 1-3 år) med 2 % av akseptkriteriet. Det er lomvi, krykkje, alke og polarmåke som er dimensjonerende arter for miljørisikoen gjennom året. Miljørisiko for kystbundne sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Figur 9.4 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle presentert for Kystnære VØK (Barentshavet) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene for alle sesonger 9.2.3 Miljørisiko for sjøfugl - MARAMBS datasett MARAMBS (Mobile Animal Ranging Assessment Model for the Barents Sea) er et samarbeidsprosjekt mellom DHI, Statoil, ConocoPhillips, NINA og Havforskningsinstituttet som ser på Agent Based Modelling (ABM) for å predikere realistiske utbredelser av sjøfugl og sjøpattedyr i Barentshavet. I 2015/16 ble det gjennomført en pilotstudie med modellering for noen arter (krykkje, alkekonge, polarlomvi og lomvi), og data for krykkje og polarlomvi ble benyttet i en større feasibility studie for BaSEC for å se på bruken av slike data inn i miljørisikoanalyser (DNV GL, 2016b). MARAMBS har to nivåer av data; en habitat-modell som viser egnet habitat (og predikerte tettheter) og en «agent based model» (ABM) som bygger på habitatmodellen, men som også inkluderer fuglenes adferd. ABM dataene foreligger som daglige tetthetsplott for høst/vinterperioden og data for høstperioden er benyttet som VØK data i foreliggende analyse. Merk at dataene er eksperimentelle og at videre validering foregår i pågående prosjekt (MARAMBS). Resultatene må derved brukes med forsiktighet. Security Classification: Open - Status: Final Page 52 of 105

Dataene er matchet i tid med oljedriftssimuleringene slik at det beregnes et bestandstap for hvert daglige VØK datasett i hver oljedriftssimulering. Resultatene viser et maksimalt bestandstap på inntil 3 % for krykkje og 6 % for polarlomvi, mens de forventede tapsandelene er lavere på opptil 2 % for både krykkje og polarlomvi. 9.2.4 Miljørisiko for fisk Det er ikke gjennomført modelleringer av mulige tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Modellering av tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra letebrønn Gemini Nord viste ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene for hverken torsk eller lodde (DNV GL, 2016). Det er ingen THC konsentrasjoner over 50 ppb i vannsøylen hverken gitt en overflate- eller sjøbunnsutblåsning fra brønn 7324/3-1, og det forventes derfor ingen effekt på fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning. Det er ingen overlapp mellom utbredelsesområde til polartorsk og influensområde i vannsøylen for Intrepid Eagle, og det forventes derved ikke målbare konsekvenser på polartorsk gitt en utblåsning fra Intrepid Eagle. 9.2.5 Miljørisiko strandhabitater Analysen viser ingen sannsynlighet for treff av olje i 10 x 10 km strandruter hverken gitt en overflate- eller en sjøbunnsutblåsning fra brønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. 9.2.6 Miljørisiko for den marginale issonen ismåke og isbjørn Lokasjonen til den planlagte letebrønnen ligger sør for havområdet der en kan forvente at den marginale issonen vil ligge til ulike tider av året. Med unntak av ismåke foreligger det ikke gode datasett på iskanten. Ismåke hekker ikke på Bjørnøya, men i et begrenset antall nord og øst på Svalbard, og områdene som ismåken benytter om våren ligger i iskanten lengre øst i Barentshavet enn influensområdet for denne aktiviteten. Norsk Polarinstitutt har på oppdrag fra Statoil modellert isbjørnens habitat bruk med «Resource Selection Function» (RSF) basert på satellitt-telemetri data fra 294 binner fra 1990-2015. Isbjørn har en habitatpreferanse for områder med 15-75 % is-konsentrasjon. Lokasjonen til den planlagte letebrønnen ligger sør for havområdet der en kan forvente at den marginale issonen vil ligge til ulike tider av året. Isbjørn er derfor ikke spesielt relevant for borelokasjonen med dagens is-utbredelse. 9.2.7 Miljørisiko for polarfronten Deler av influensområdet fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle ligger i området for polarfronten. Dette er, særlig om våren og sommeren, et næringsrikt område som kan ha til dels store konsentrasjoner av biologiske ressurser som sjøfugl. Security Classification: Open - Status: Final Page 53 of 105

Polarfronten er et særlig viktig område for polarlomvi, lomvi og krykkje. Polarlomvi, lomvi og andre alkefugler myter i åpent hav. Selv om disse områdene er dårlig kartlagt, er det rimelig å anta at polarfronten er et viktig område i denne perioden. Fordi alkefugler ikke er flyvedyktige i 45 50 dager under mytingen, vil de i denne perioden være ekstra sårbare (sensommer, tidlig høst). I og med at polarfronten er dynamisk, og mange parametere er med på å bestemme hvor den er lokalisert gjennom året og fra år til år finnes ingen gode data for å analysere miljørisiko i Polarfronten. Polarfronten er ikke sett på som en egen ressurs i foreliggende analyse, men ulike datasett for sjøfugl ivaretar tilstedeværelsen av ressurser i dette området. Datasettet for pelagiske sjøfugl gir månedlige tettheter i hele Barentshavområdet, mens lysloggerdata for lomvi (SEATRACK) og MARAMBS-data (polarlomvi og krykkje) er høyoppløselige data som ivaretar aggregeringer av fugl gjennom året basert på fuglenes livssyklus 9.3 Beredskapsanalyse Beredskapsanalysen for oljevernberedskap for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er utført av Statoil [1]. Et sammendrag er gitt her. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon. NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner og disponerer ressurser for å håndtere dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som økt kapasitet for kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, basert på behov i en aksjon. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Intrepid Eagle. Denne inneholder teknisk beskrivelse for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes med capping eller avlastningsboring. 9.3.1 Formål og ytelseskrav Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7324/3-1 Intrepid Eagle er brønnspesifikk. Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [7]. 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. Statoil 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 timer etter at utslippet er oppdaget. Security Classification: Open - Status: Final Page 54 of 105

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 justert for effekt av barriere 1 og 2. Systemene skal være mobilisert innen 95- persentilen av korteste drivtid til land. Ettersom oljevernaksjonen foregår langt til havs er større havgående systemer (NOFO-systemer) og/eller ett-båtssystemer tiltenkt barrieren, disse har høyere effektivitet enn det som normalt settes inn som kyst/fjord system Barriere 5 (strand): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. Personell og utstyr til strandrensing skal være klar til operasjon innen 95-persentilen 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. 9.3.2 Utslippsscenarier Tabell 9.6 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Utslipp av kondensat eller lette petroleumsprodukter blir behandlet i beredskapsplanen. Tabell 9.6 Utslippsscenarier for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Type utslipp Oljetype Referanse bakgrunn for rate/volum Langvarig utblåsning 271 m 3 /døgn Middels utslipp 2000 m 3 punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 punktutslipp Mindre punktutslipp av lette produkter Wisting Central Vektet utblåsningsrate fra 7324/3-1 Intrepid Eagle (se Appendiks A) Wisting Central Eksempelvis lekkasje fra brønn Wisting Central Eksempelvis lekkasje fra brønn Lekkasje fra dieseltank, Kondensat eller andre hydraulikksystem petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm 9.3.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensen er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Emulsjon av Wisting Central olje vil ha viskositeter over 1000 cp etter ca 2 dager ved sommerforhold og etter ca 12 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det Security Classification: Open - Status: Final Page 55 of 105

forventes ikke å være behov for tungolje skimmere for Wisting Central olje. Tabell 9.7 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Wisting Central olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet. Tabell 9.7 Potensiale for mekanisk oppsamling, kjemisk dispergerbarhet og eksplosjonsfare av Wisting Central olje Emulsjonen til Wisting Central olje er vist å ha godt potensiale for kjemisk dispergering, ved viskositet <3000 mpa.s [5]. Dette er tilfelle for både vinterforhold og sommerforhold opp til 5 døgn. Tidsvindu for dispergering er vist i Tabell. Ved et eventuelt utslipp vil det uansett bli gjennomført testing for kjemisk dispergerbarhet med bruk av Sintefs prøvetakingskoffert av den aktuelle oljen. 9.3.4 Influensområder og stranding Resultater fra miljørisikoanalysen viser at korteste drivtid for olje til land (Bjørnøya) er 38 døgn og største strandet emulsjonsmengde varierer fra 12 tonn (vår/vinter) til 5 tonn (sommer/høst) (95 persentil). Influensområdet til letebrønn Intrepid Eagle omfatter derfor ingen prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. Korteste drivtider og størst mengde strandet emulsjon er vist i Tabell 9.8. Security Classification: Open - Status: Final Page 56 of 105

Tabell 9.8 Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land (Bjørnøya) for letebrønnen 7324/3-1 Intrepid Eagle gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Persentil Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter 95 4 2 5 12 58 70 57 38 9.3.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2 Beredskap i barriere 1 og 2, mekanisk oppsamling, og eventuelt kjemisk dispergering hvis det viser seg å være effektiv på aktuell oljetype, vil redusere oljemengder på sjø og dermed redusere oljemengde som vil kunne treffe biologiske ressurser i åpent hav. Dette betyr at miljørisikoen vil bli redusert i forhold til nivået beregnet i miljørisikoanalysen for åpent hav, kystnært og strand. For letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp, middels utslipp og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 271 m 3 /d. Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommerog vinterforhold. Basert på dimensjonerende scenario for 7324/3-1 Intrepid Eagle er det beregnet et behov for 2 havgående systemer både for vinterforhold og sommerforhold i barriere 1 og 2. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Beredskapsfartøy på borelokasjonen utgjør det første systemet. Det vil være et slepefartøy på lokasjon. 2 havgående systemer vil kunne ha startet mekanisk oppsamling innen 36 timer, som settes som krav til fullt utbygd barriere 1 og 2. Se oversikt i Tabell 9.9. Responstider for beredskapsressurser til letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er verifisert med NOFO. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Tabell 9.9 Beregnet systembehov og kravsetting ved dimensjonerende hendelse for 7324/3-1 Intrepid Eagle i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 271 m 3 /d Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Beregnet behov for havgående systemer i barriere 1 1 1 Beregnet behov for havgående systemer i barriere 2 1 1 Krav til havgående systemer i barriere 1 og 2 2 2 Responstidskrav 5 timer - første system 36 timer - Fullt utbygd barriere 1 og 2 Security Classification: Open - Status: Final Page 57 of 105

9.3.6 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3 og 4 Beredskap i barriere 3 og 4, mekanisk oppsamling nær kysten, reduserer oljemengder på sjø og potensielt strandede mengder som er særlig viktig for kystbundne sjøfugler. Miljørisiko vil da bli ytterligere redusert i forhold til nivået beregnet i miljørisikoanalysen og reduksjonen som barriere 1 og 2 vil gi. For letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 beregnet til å kunne håndtere 12 tonn om vår/vinteren og 5 tonn om sommeren/høsten. Korteste drivtid til land (Bjørnøya) er 38 døgn om vår/vinteren og 57 døgn om sommeren/høsten. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 0,6 tonn/døgn for vinterhalvåret og 0,07 tonn/døgn for sommerhalvåret. For barriere 3 og 4 kreves kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land (12 tonn). Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da området er svært værutsatt og langt fra fastlandet vil større havgående systemer (NOFO system og/eller raskere ettbåtssystemer) være aktuelle å bruke for å redusere stranding og strandede mengder. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. 9.3.7 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 5 Det er ikke modellert stranding i prioriterte områder innen 20 døgn. Det knyttes derfor ikke spesifikke krav til strandrensing ifm boring av letebrønn Intrepid Eagle. Det vurderes at det innen 20 døgn vil kunne mobiliseres ytterligere ressurser ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Intrepid Eagle innen 38 døgn. 9.3.8 Bruk av kjemisk dispergering Kjemisk dispergering vil kunne være en aktuell bekjempningsmetode for å redusere oljemengder på overflaten ved aksjoner til havs. Kjemisk dispergering kan gjennomføres fra NOFO fartøy, fra fly eller subsea (OSRL avtale). Dispergeringsmiddel finnes i flere av NOFOs fartøyer og ved NOFO sine baser og depoter. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Statoil har også tilgang til OSRLs globale dispergeringslager som består av 5000 m 3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). 4000 m 3 av disse er av type Dasic Slickgone NS og Finasol OSR, som tilfredsstiller norske myndigheters krav ift grenseverdier for toksisitet. Security Classification: Open - Status: Final Page 58 of 105

Referanseoljen Wisting Central olje har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Ved et utslipp vil uansett dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak for den aktuelle oljen. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering og værforhold, skal også observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området vurderes før en igangsetter kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til SIMA prinsippet (Spill Impact Mitigation Assessment). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is. Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og eventuell bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder med kaldt vann [9,10]. 9.3.9 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Statoil 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 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. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene. 9.3.10 Særlige hensyn letebrønn Intrepid Eagle Bjørnøya Det er i barriere 1 og 2 dimensjonert med 2 havgående systemer. Dimensjonerende utblåsningsrate på 7324/3-1 Intrepid Eagle er lav (271 m3/døgn) og kapasiteten for 2 NOFO-systemer er 4800m 3 /døgn eller ca. 1500 m 3 /døgn for enbåtsystemer, dette betyr at man vil ha god robusthet i forhold til å bekjempe olje. I barriere 3 og 4 dimensjoneres det med havgående systemer (NOFO-systemer/ettbåtssystemer), da borelokasjon er langt til havs og forholdene rundt Bjørnøya ikke egnet for effektive operasjoner med mindre fartøy. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan innen 38 døgn. Det er laget en egen strategiplan for Bjørnøya, som er et prioritert område for Statoil. Strategiplanen vil komme som et tillegg til Brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7324/3-1 Intrepid Eagle. Security Classification: Open - Status: Final Page 59 of 105

Ice management Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle i planlagt boreperiode kan treffe sjøis. En oljevernaksjon i is er derfor ikke et sannsynlig scenario. Det vil likevel gjennomføres isovervåkning i forkant og under boreoperasjonen og en «ice management plan» vil etableres. I henhold til lisenskravene vil ikke boreoperasjon gjennomføres dersom det er registrert is nærmere enn 50 km fra brønnlokasjon. Tåke Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noen grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne boreoperasjonen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke. Forekomst av tåke kan forventes å føre til redusert effektivitet av en oljevernaksjon. Da det er lang drivtid til land (Bjørnøya) vil det være tilstrekkelig tid til å kompensere redusert effektivitet grunnet tåke med å tilføre ytterligere systemer til en aksjon. Polarfront Polarfrontens beliggenhet vil variere gjennom året og mellom år, og en kan ikke utelukke at et eventuelt oljeutslipp fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle vil kunne nå polarfronten. Dette er et område hvor det kan være større konsentrasjoner av biologiske ressurser både i vannsøylen og på overflaten. Ved et eventuelt utslipp vil Statoil ha fokus på polarfronten og gjennomføre en oljevernaksjon med formål om å mest effektivt beskytte biologiske ressurser i dette området. I første omgang vil det være å bekjempe oljen nær kilden, men det kan også være aktuelt med særlig innsats i polarfront området om olje skulle havne her og det observeres særlige konsentrasjoner av f.eks sjøfugl her. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres dersom det observeres høye konsentrasjoner av sjøfugl. 9.4 Konklusjon miljørisiko- og beredskapsanalyse Statoil vurderer at miljørisikoen for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er akseptabel og innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og i alle årets måneder. I planlagt boreperiode med oppstart sommeren 2018, som for hele året, er det gruppen pelagisk sjøfugl som har høyest miljørisiko i alle skadekategorier, med høyest utslag for krykkje, lomvi, havhest og lunde. Statoil vurderer at de foreslåtte beredskapstiltak vil kunne redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen ytterligere, og at den planlagte beredskapen for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er tilstrekkelig. Statoil vurderer at miljørisiko for marine pattedyr, strandhabitat og fisk er svært lav. Den marginale issonen berøres ikke av et utslipp med utblåsningsrater som lagt til grunn i denne analysen. Figur 9.5 viser den høyeste modellerte miljørisikoen for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle for alle VØKer. Security Classification: Open - Status: Final Page 60 of 105

Figur 9.5 Høyest modellert miljørisiko for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle for alle VØKer Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er oppsummert i Tabell 9.10. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på faktisk oljetype og en SIMA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. Det settes krav til kapasitet som kan håndtere 12 tonn oljeemulsjon som kan drive mot land, med responstid 38 døgn. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7324/3-1 Intrepid Eagle innen 38 døgn. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dimensjonerende hendelse vil kunne håndteres med kjemisk dispergering offshore i kombinasjon med mekanisk oppsamling. Operasjoner fra fartøy, fly og eventuelt subsea dispergering er operasjonelt mulig og tilgjengelig gjennom Statoil sine avtaler (både NOFO og OSRL). Security Classification: Open - Status: Final Page 61 of 105

Tabell 9.10 Krav til beredskap i hver barriere for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 havgående systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land (12 tonn). Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da området er svært værutsatt og langt fra fastlandet vil større havgående systemer (NOFO system og/eller raskere ettbåtssystemer) være aktuelle å bruke for å redusere stranding og strandede mengder Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 ressurser da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Det vurderes ved mer enn 20 døgns drivtid at det vil være tilstrekkelig tid til å mobilisere ressurser etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Security Classification: Open - Status: Final Page 62 of 105

10 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning for letebrønn Korpfjell Deep 10.1 Introduksjon Statoil gir i dette kapittelet sin vurdering av miljørisiko og beskriver planlagt beredskapsløsning og hvilke forutsetninger disse er gjort på. Det gis også et sammendrag av miljørisikoanalysen [12] og beredskapsanalysen [13] utført for 7335/3-1 Korpfjell Deep. Begge analysene er lagt ved søknaden. Miljørisikoanalysen er utført av DNV GL ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool) for Korpfjell prosjektet fra 2016, og beredskapsanalysen er utført av Statoil. Analysene er gjennomført i samsvar med Styringsforskriftens paragraf 17, Aktivitetsforskriftens paragraf 73, veileder for miljørettet risikoanalyse (MIRA) [3] og veileder for miljørettede beredskapsanalyser [4]. Analysen er gjennomført som en helårlig analyse, men det vil i gjennomgangen bli lagt størst vekt på risikoene i den aktuelle boreperioden. Innledningsvis presenteres brønnspesifikk informasjon som ligger til grunn for begge analysene. 10.1.1 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7335/3-1 Korpfjell Deep skal bores i Barentshavet (Figur 10.1). Lokasjonen er 410 km fra Norges fastland (Finnmark). Avstanden fra Bjørnøya er om lag 505 km. Vanndybden på borelokasjon er 248 m. Tentativ borestart er i Q3 2018. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Riggen vil ligge oppankret under boreoperasjonen. Forventet hydrokarbontype er olje og brønnen er kategorisert som en gjennomsnitts letebrønn med hensyn til utblåsningssannsynlighet. Utblåsningssannsynlighet for denne leteboringsoperasjonen er beregnet til 0,013 % basert på historiske data (frekvens for en gjennomsnitts letebrønn oljebrønn). Fakta om letebrønnen er oppsummert i Tabell 10.1. Tabell 10.1 Basisinformasjon for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep Letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 74 00'N, 035 50'Ø Avstand til Korpfjell 7,8 km Vanndyp 248 m Borerigg West Hercules Planlagt boreperiode Q3 2018 Sannsynlighet for utblåsning 1,29 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate Overflate: 130 m 3 /døgn Sjøbunn: 130 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Wisting olje (845 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 70 døgn boring av avlastningsbrønn) Security Classification: Open - Status: Final Page 63 of 105

Figur 10.1 Beliggenhet av borelokasjon for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep 10.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen Miljørisiko beregnes og uttrykkes som en sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skadepotensialet måles etter hvor lang tid en art/bestand vil trenge for å restituere seg tilbake til opprinnelig størrelse etter en hendelse. 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). Statoils akseptkriterier for 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". Den beregnede miljørisikoen vises i miljørisikoanalyser som prosentandel av akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep benyttes Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 10.2). Security Classification: Open - Status: Final Page 64 of 105

Tabell 10.2 Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko Miljøskadekategori Varighet av miljøskade Operasjonsspesifikk risiko (per operasjon) Mindre 1 måned 1 år < 1 x 10-3 Moderat 1 3 år < 2,5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4 Alvorlig < 10 år < 2,5 x 10-5 Enklere uttrykt betyr dette at Statoils akseptkriterier for miljøskade ved leteboring er: < 1 mindre miljøskade for hver 1000 leteboring < 1 moderat miljøskade for hver 4000 leteboring < 1 betydelig miljøskade for hver 10 000 leteboring < 1 alvorlig miljøskade for hver 40 000 leteboring. 10.1.3 Utblåsningsrater og varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er presentert i Tabell 10.3. Den totale vektede utblåsningsraten for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er 130 m 3 /d, som er benyttet for å dimensjonere oljevernberedskap for letebrønnen. Tabell 10.3 Utblåsningsrater og varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen 7335/3-1 Korpfjell Deep Fordeling Utslippssted overflate/ sjøbunn Overflate 25 % Sjøbunn 75 % Rate Sm 3 /d Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten 2 5 14 35 70 120 20 % 135 80 % 52 % 19 % 14,0 % 5 % 10 % Average =130 120 20 % 135 80 % 40 % 19 % 18 % 8 % 15 % Average =130 Beregnet 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. Statoil har beregnet at tid for boring av avlastningsbrønn for letebrønn Korpfjell Deep vil kunne ligge mellom 31 og 85 dager. Monte Carlo simuleringer av minimum/maksimum verdiene ble gjennomført for å etablere en sannsynlighetsdistribusjon av utblåsningsvarighet. Denne fordeler seg fra 2 til 70 dagers varighet. Korpfjell Deep er beskrevet i mer detalj i samme vedlegg. Statoil har en portefølje av flyterigger som kan bore avlastningsbrønn for brønnene i denne kampanjen. Seilingstid Security Classification: Open - Status: Final Page 65 of 105

til lokasjon vil variere med posisjon til aktuelle flyterigg på mobiliseringstidspunkt, men ligge innenfor intervallet beskrevet i overnevnte vedlegg til Beredskapsanalyse for Korpfjell Deep. 10.1.4 Oljetype Wisting olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Wisting olje i 2015 [5]. Forvitringsstudien er gjennomført for to temperaturer, 1 og 5 C. Dette er realistiske temperaturer også for Korpfjell Deep lokasjonen. Wisting olje er en middels tung olje (845 kg/m3) med lavt innhold av asfaltener og medium voksinnhold sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Wisting olje er vist å danne stabile emulsjoner relativt raskt. Vanninnholdet i emulsjonen er relativt lavt. Emulsjonsbryter er forventet å ha svært liten effekt på oljen med tanke på lagring av forvitret olje på tanker. Viskositeten er i utgangspunktet lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene. Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid, også ved lave vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60 C etter 5 til 12 timer avhengig av vindstyrke (for både 1 C og 5 C), lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker. Levetiden til oljen på havoverflaten er beregnet å være 1-2 døgn ved høye vindstyrker (15 m/s) og lengre ved lavere vindstyrker. Oljedriftsimuleringene for letebrønnen 7335/3-1 Korpfjell Deep er utført med Wisting olje (Tabell 10.4). Wisting olje er også benyttet for dimensjonering av oljevernberedskap. Tabell 10.4 Egenskaper til Wisting olje som påvirker forvitring av olje på sjø Parameter Wisting olje Oljetetthet (kg/m 3 ) 845 Maksimalt vanninnhold (vol %) 58 Voksinnhold (vekt %) 3,3 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,03 Viskositet, fersk olje (5 ºC) (cp) 97 Viskositet, fersk olje (1 ºC) (cp) 1233 10.1.5 Resultater fra oljedriftsmodellering Oljedrift og forvitring av oljen er modellert med modellen OSCAR (MEMW versjon 7.0.1). Strøm- og vinddata som er benyttet i analysen er henholdsvis SVIM (1997-2011) og NORA10 (1997-2011). Det er modellert for værforhold gjennom hele året for ulike scenarier av utslippsdyp, rate og varigheter. 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 havoverflaten, 100 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration, oppløst og i dråpeform) for vannsøylen, 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. Security Classification: Open - Status: Final Page 66 of 105

Influensområdene (< 5 % sannsynlighet for treff ved en utblåsning) for overflateutblåsninger er presentert i Figur 10.2 for alle sesonger sett under ett. Det er ikke store forskjeller i influensområde mellom sesongene. Det er relativ liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger. Resultatene av oljedriftsmodelleringen for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep viser at olje sannsynligvis ikke vil nå land. Det er i miljørisikoanalysen vurdert sannsynlighet for at olje fra en utblåsning fra 7335/3-1 Korpfjell Deep kan nå sjøisen. Historiske isforekomster er benyttet. Det har vært is ned mot Korpfjell Deep lokasjonen i vårmåneder i enkelte år tilbake i tid, senest i 2003 og 2004. Men denne isen har løst seg opp utover sommeren. For sommer- og høstperioden er det lite sannsynlig at det vil forekomme is så langt sør som influensområdet til Korpfjell Deep. Det vil gjennomføres isovervåkning før og under boreoperasjonen, og lisensbetingelsen om en minsteavstand på 50 km til is ved boring i oljeførende lag vil overholdes. Figur 10.2 Statistiske influensområder for overflateutblåsning fra letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep for alle sesonger. Det er relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger Figurene viser sannsynlighet for treff av olje og viser ikke hvordan et enkeltutslipp kan se ut. Security Classification: Open - Status: Final Page 67 of 105

10.2 Resultater fra miljørisikoanalysen Det er analysert for potensielle effekter på pelagisk og kystbundne sjøfuglarter, sel, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og miljørisiko er presentert per måned. Miljørisiko uttrykkes som beregnet skade på bestander eller kystområder gitt et utslipp kombinert med sannsynlighet for utblåsning. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Miljørisiko er beregnet og vist her uten å ta hensyn til konsekvensreduserende effekt av oljevern. I tillegg til standard datasett i MIRA metodikken er det utført miljørisikoberegninger med flere nye datasett og metoder som ennå ikke er standardisert. Formålet er å benytte best tilgjengelige data og metoder for å redusere usikkerhet i miljørisikoanalysen. 10.2.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl Miljørisiko i hver skadekategori for sjøfugl i åpent hav i Barentshavet er presentert i Figur 10.3. Høyest miljørisiko er beregnet for sommer- og vintersesongen i moderat skadekategori (restitusjonstid 1-3 år) med 7 % av akseptkriteriet. Det er krykkje og polarlomvi som er dimensjonerende arter for miljørisikoen gjennom året. Miljørisiko for pelagisk sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Figur 10.3 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep presentert for pelagisk sjøfugl (Barentshavet) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene for alle sesonger. Security Classification: Open - Status: Final Page 68 of 105

10.2.2 Miljørisiko for fisk Det er ingen THC konsentrasjoner over 50 ppb i vannsøylen hverken gitt en overflate- eller sjøbunnsutblåsning fra brønn 7335/3-1. 58 ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og larver. Mulige konsekvenser anses derfor som neglisjerbare. 10.2.3 Miljørisiko for kystbundne sjøfugl, marine pattedyr, strandhabitater Det er ikke beregnet miljørisiko for kystbundne sjøfugl, kystbundne marine pattedyr eller strandhabitater på grunn av at olje ikke er antatt å komme inn mot kystområdene. Miljørisiko for kystbundne sjøfugl, sjøpattedyr og strandhabitat er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. 10.2.4 Miljørisiko for sjøfugl - MARAMBS datasett MARAMBS (Mobile Animal Ranging Assessment Model for the Barents Sea) er et samarbeidsprosjekt mellom DHI, Statoil, ConocoPhillips, NINA og HI som ser på Agent Based Modelling (ABM) for å predikere realistiske utbredelser av sjøfugl og sjøpattedyr i Barentshavet. I 2015/16 ble det gjennomført en pilotstudie med modellering for noen arter (krykkje, alkekonge, polarlomvi og lomvi), og data for krykkje og polarlomvi ble benyttet i en større feasibility studie for BaSEC for å se på bruken av slike data inn i miljørisikoanalyser (DNV GL, 2016b). MARAMBS har to nivåer av data; en habitat-modell som viser egnet habitat (og predikerte tettheter) og en «agent based model» (ABM) som bygger på habitatmodellen, men som også inkluderer fuglenes adferd. ABM dataene foreligger som daglige tetthetsplott for høst/vinterperioden og data for høstperioden er benyttet som VØK data i foreliggende analyse. Merk at dataene er eksperimentelle og at videre validering foregår i pågående prosjekt (MARAMBS). Resultatene må derved brukes med forsiktighet. Dataene er matchet i tid med oljedriftssimuleringene slik at det beregnes et bestandstap for hvert daglige VØK datasett i hver oljedriftssimulering. Beregnet bestandstap for et 14 dagers utslipp med utslippsrate 300 Sm 3 /d for hhv. krykkje og polarlomvi viser et maksimalt bestandstap på inntil 3 % for krykkje og 2 % for polarlomvi, mens de forventede tapsandelene er betraktelig lavere på opptil 0,5 % for krykkje og 1,5 % for polarlomvi. 10.2.5 Miljørisiko for polarfronten Letebrønn Korpfjell ligger i området for polarfronten. Dette er, særlig om våren og sommeren, et næringsrikt område som kan ha til dels store konsentrasjoner av biologiske ressurser som sjøfugl. Polarfronten er et særlig viktig område for polarlomvi, lomvi og krykkje. Polarlomvi, lomvi og andre alkefugler myter i åpent hav. Selv om disse områdene er dårlig kartlagt, er det rimelig å anta at polarfronten er et viktig område i denne perioden. Fordi alkefugler ikke er flyvedyktige i 45 50 dager under mytingen, vil de i denne perioden være ekstra sårbare (sensommer, tidlig høst). Security Classification: Open - Status: Final Page 69 of 105

I og med at polarfronten er dynamisk, og mange parametere er med på å bestemme hvor den er lokalisert gjennom året og fra år til år finnes ingen gode data for å analysere miljørisiko på Polarfronten. Polarfronten er ikke sett på som en egen ressurs i foreliggende analyse, men ulike datasett for sjøfugl ivaretar tilstedeværelsen av ressurser i dette området. Miljørisikoberegninger hvor ansamlinger av sjøfugl i åpent hav er tatt med i betraktning er adressert i miljørisikoanalysen for Korpfjell Deep gjennom analyser med MARAMBS modellering, nevnt over. 10.2.6 Miljørisiko for den marginale issonen ismåke og isbjørn DNV GL har gjennomført en dynamisk modellering av ismåke som del av miljørisikoanalysen for letebrønn Korpfjell i 2016. Tilsvarende konklusjon vil gjelde også for Korpfjell Deep. Ismåken holder seg i iskanten og i modellen er populasjonen plassert langs iskanten, og overlapp med oljedrift er analysert. Resultater viser svært lav risiko for ismåke. Det henger sammen med svært lav sannsynlighet for is i influensområdet til Korpfjell Deep. Noe bestandstap ble modellert for vårmånedene i årene 2003 og 2004 da det var isforekomster rundt Korpfjell Deep lokasjonen. For planlagt boreperiode for letebrønn Korpfjell sommer/høst er det ubetydelig risiko for ismåken. Norsk Polarinstitutt har på oppdrag fra Statoil modellert isbjørn habitat bruk med Resource Selection Function s (RSF) basert på satellitt-telemetri data fra 294 binner fra 1990-2015 (NPI og Statoil, 2016). Dette er best tilgjengelig data for isbjørn. DNV GL har koblet dataene i tid med oljedriftssimuleringene for letebrønn Korpfjell Deep slik at det beregnes et bestandstap for hvert daglige VØK datasett i hver oljedriftssimulering. Resultatene viser et svært lavt bestandstap for isbjørn med maksimalt 1 % tap for en periode med svært sørlig isutbredelse som i mars/april 2003 og i januar til mars 2004. Isbjørn lever i isen. Sannsynligheten for at olje fra et utslipp fra Korpfjell lokasjonen treffer is er svært lav og ubetydelig i planlagt boreperiode for letebrønn Korpfjell. Det er derfor ikke overraskende at risikoen for oljeforurensning av isbjørn også er svært lav gjennom året og ubetydelig på sommer og høst. 10.3 Beredskapsanalyse Beredskapsanalysen for oljevernberedskap for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er utført av Statoil [13]. Et sammendrag er gitt her. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon. NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner og disponerer ressurser for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som økt kapasitet for kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, basert på behov i en aksjon. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Korpfjell Deep. Denne inneholder teknisk beskrivelse for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes med capping eller avlastningsboring. Security Classification: Open - Status: Final Page 70 of 105

10.3.1 Formål og ytelseskrav Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7335/3-1 Korpfjell Deep er brønnspesifikk. Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [7]. 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. Statoil 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 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 justert for effekt av barriere 1 og 2. 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 med kortere drivtid enn 20 døgn. Personell og utstyr til strandrensing skal være klar til operasjon innen 95-persentilen 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. 10.3.2 Utslippsscenarier Tabell 10.5 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep. Utslipp av kondensat eller lette petroleumsprodukter blir behandlet i beredskapsplanen. Tabell 10.5 Utslippsscenarier for letebrønn 7435/12-1 Korpfjell Type utslipp Oljetype Referanse bakgrunn for rate/volum Langvarig utblåsning 130 m 3 /døgn Wisting Vektet utblåsningsrate for 7335/3-1 Korpfjell Deep (Se Appendiks A) Middels utslipp 2000 m 3 punktutslipp Wisting Eksempelvis lekkasje fra brønn Security Classification: Open - Status: Final Page 71 of 105

Mindre utslipp 100 m 3 punktutslipp Mindre punktutslipp av lette produkter Wisting Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm Eksempelvis lekkasje fra brønn Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem 10.3.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensen er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Emulsjon av Wisting olje vil ha viskositeter over 1000 cp etter ca 5 timer ved sommerforhold og etter ca 2 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for tungolje skimmere den første uken på sjø for Wisting olje. Tabell 10.6 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Wisting olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet. Tabell 10.6 Potensiale for mekanisk oppsamling, kjemisk dispergerbarhet og eksplosjonsfare for Wisting olje Emulsjonen til Wisting olje er vist å ha dårlig potensiale for kjemisk dispergering, og at det ikke er en relevant bekjempelsesstrategi for denne oljetypen [5]. Ved et eventuelt utslipp vil det uansett bli gjennomført testing for kjemisk dispergerbarhet av den aktuelle oljen med bruk av Sintefs prøvetakingskoffert, som vil finnes om bord i beredskapsfartøyet på lokasjonen. Security Classification: Open - Status: Final Page 72 of 105

10.3.4 Influensområder og stranding Oljedriftsmodellering for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep viser at det er en ubetydelig sannsynlighet for stranding av olje fra letebrønn Korpfjell Deep. Olje kan forventes å kunne drive i et område rundt Korpfjell Deep lokasjonen med en radius på 200-300 km. Det er relativ høy sannsynlighet for at olje vil drive inn i russisk farvann, og korteste drivtid er modellert til 0,5 døgn. Det er i miljørisikoanalysen for Korpfjell i 2016 vurdert sannsynlighet for at olje fra en utblåsning kunne nå sjøisen. Historiske isforekomster ble benyttet. Det har vært is ned mot 7335/3-1 Korpfjell Deep lokasjonen i vårmåneder i enkelte år tilbake i tid, senest i 2003 og 2004. Men denne isen har løst seg opp utover sommeren. For sommer- og høstperioden er det lite sannsynlig at det vil forekomme is så langt sør som influensområdet til Korpfjell Deep. Det vil gjennomføres isovervåkning før og under boreoperasjonen, og lisensbetingelsen om en minsteavstand på 50 km til is ved boring i oljeførende lag vil overholdes. 10.3.5 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 1 og 2 Beredskap i barriere 1 og 2, mekanisk oppsamling, og eventuelt kjemisk dispergering hvis det viser seg å være effektivt på aktuell oljetype, vil redusere oljemengder på sjø og dermed redusere oljemengde som vil kunne treffe biologiske ressurser i åpent hav. Dette betyr at miljørisikoen vil bli redusert i forhold til nivået beregnet i miljørisikoanalysen for åpent hav, kystnært og strand. For letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp, middels utslipp og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 130 m3/d. Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Basert på dimensjonerende scenario for 7335/3-1 Korpfjell Deep er det beregnet et behov for 2 havgående systemer både for vinterforhold og sommerforhold i barriere 1 og 2. I Korpfjell området som ligger i nærheten av polarfronten, er det en relativ høy sannsynlighet for tåke om sommer og høst. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon og dermed effektiviteten av aksjonen. På grunn av forventet lav utblåsningsrate og lav miljørisiko, legges det ikke til ekstra havgående system utover det beregnede behovet for ressurser i barriere 1 og 2, slik det ble gjort på Korpfjell i 2017. Statoil vil ha et oljevernberedskapsfartøy og en slepebåt ved riggen under boring i oljeførende lag. Første system vil da kunne respondere umiddelbart ved et eventuelt utslipp. System nummer 2 vil kunne være Esvagt Aurora (fra Goliat) med slepebåt fra land. 2 havgående systemer er da på plass og i operasjon etter 36 timer, som settes som krav til fullt utbygd barriere 1 og 2. Se oversikt i Tabell 10.7. Responstider for beredskapsressurser til letebrønn 7435/12-1 Korpfjell er verifisert med NOFO. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Security Classification: Open - Status: Final Page 73 of 105

Tabell 10.7 Beregnet systembehov og kravsetting ved dimensjonerende hendelse for 7335/3-1 Korpfjell Deep i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 130 m 3 /d. Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Beregnet behov for havgående systemer i barriere 1 1 1 Beregnet behov for havgående systemer i barriere 2 1 1 Krav til havgående systemer i barriere 1 og 2 2 2 Responstidskrav 5 timer - første system 36 timer - Fullt utbygd barriere 1 og 2 10.3.6 Beredskapsbehov og beredskapskrav for barriere 3, 4 og 5 Det er ikke modellert stranding av olje innenfor 95 persentilen av alle simuleringer av utblåsning fra letebrønn Korpfjell. Ingen simuleringer ga stranding på fastlands-norge. Det settes derfor ikke spesifikke krav til beredskap for barriere 3, 4 og 5 for letebrønn Korpfjell Deep. Ressurser og utstyr vil uansett kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. 10.3.7 Bruk av kjemisk dispergering Referanseoljen Wisting olje har et dårlig potensiale for kjemisk dispergering. Ved et utslipp vil uansett dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak for den aktuelle oljen. Viser det seg at kjemisk dispergering vil kunne være en aktuell bekjempningsmetode for å redusere oljemengder på overflaten kan dette gjennomføres fra NOFO fartøy, fra fly eller subsea (OSRL avtale). Dispergeringsmiddel finnes i flere av NOFOs fartøyer og ved NOFO sine baser og depoter. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Statoil har også tilgang til OSRLs globale dispergeringslager som består av 5000 m 3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). 4000 m 3 av disse er av type Dasic Slickgone NS og Finasol OSR, som tilfredsstiller norske myndigheters krav ift grenseverdier for toksisitet. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering og værforhold, skal også observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området vurderes før en igangsetter kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til SIMA prinsippet (Spill Impact Mitigation Assessment). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is. Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og eventuell bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [8,9]. Security Classification: Open - Status: Final Page 74 of 105

10.3.8 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Statoil 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 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. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene. 10.3.9 Særlige hensyn for oljevernberedskap ved letebrønn Korpfjell Tåke Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noe grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne letebrønnen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke. Da miljørisikoen og utblåsningsrater er så lave på Korpfjell Deep, anser Statoil det ikke som nødvendig å sette inn et ekstra system, som var tilfelle for Korpfjell I 2017. Russland For et større utslipp av olje fra letebrønn Korpfjell vil olje kunne drive inn i russisk farvann. Det eksisterer en gjensidig avtale mellom Norge og Russland for oljevern (Joint Norwegian-Russian Contingency Plan for Oil Spill Response in the Barents Sea, 2014) og det er avholdt årlige øvelser med sentrale aktører fra begge land for å forberede en slik situasjon. En vil både kunne få beredskapsstøtte fra Russland, og NOFO fartøyer skal kunne forfølge et oljeutslipp og gjennomføre oljevernaksjoner inn på russisk side. Formelt må da aksjonen ledes av Kystverket i Norge som har samarbeidsavtale med russiske myndigheter. Statoil deltok på en øvelse med russiske og norske myndigheter i Murmansk i oktober 2016 der et scenario med drift av olje over grensen til Russland ble gjennomgått. Ny øvelse er planlagt i 2018. Mulig drift av olje inn i russisk farvann vil inngå som et moment i beredskapsplanen. Sjøis Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn Korpfjell boret I Q3 kan treffe sjøis. En oljevernaksjon i is er derfor ikke et sannsynlig scenario. Det vil likevel gjennomføres isovervåkning i forkant og under boreoperasjonen og en ice management plan vil etableres. I henhold til lisenskravene vil ikke boreoperasjon gjennomføres dersom det er registrert is nærmere enn 50 km fra brønnlokasjon. Polarfronten Polarfrontens beliggenhet vil variere gjennom år og mellom år, og en kan ikke utelukke at et eventuelt oljeutslipp fra letebrønn Korpfjell Deep vil kunne nå polarfronten. Dette er et område hvor det kan være større konsentrasjoner av biologiske ressurser både i vannsøylen og på overflaten. Ved et eventuelt utslipp vil Statoil ha fokus på polarfronten og innrette en oljevernaksjon for mest effektivt beskytte dette området. I første omgang vil det være å bekjempe oljen nær Security Classification: Open - Status: Final Page 75 of 105

kilden, men det kan også være aktuelt med særlig innsats i polarfront området dersom det observeres særlige konsentrasjoner av f.eks sjøfugl her. Dette kan gjøres ved å mobilisere ytterligere systemer. 10.4 Konklusjon miljørisiko- og beredskapsanalyse Statoil vurderer at miljørisikoen for boring av letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er akseptabel. Statoil vurderer at de foreslåtte beredskapstiltak vil kunne redusere miljørisiko for de biologiske ressursene beskrevet i miljørisikoanalysen, og at den planlagte beredskapen for boring av letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er tilstrekkelig. Høyest miljørisiko er beregnet for sommer- og vintersesongen i moderat skadekategori (restitusjonstid 1-3 år) med 7 % av akseptkriteriet (Figur 10.4). Det er i åpent hav, og artene krykkje og polarlomvi som er dimensjonerende for miljørisikoen gjennom året. Oljedriftsmodelleringen for letebrønn Korpfjell viste at det er usannsynlig at olje vil kunne strande, særlig i planlagt boreperiode, men også ved utslipp i resten av året. Det er derfor ingen miljørisiko for biologiske ressurser knyttet til kystområder. Sannsynlighet for at olje fra et utslipp i planlagt boreperiode skal treffe sjøisen er vurdert å være liten. Miljørisiko for dyr som lever i tilknytning til iskanten, som f.eks isbjørn, er derfor også svært lav. Miljørisiko for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og i alle årets sesonger. I planlagt boreperiode (Q3 2018), som for hele året, er det gruppen pelagisk sjøfugl som har høyest miljørisiko, i alle skadekategorier. Figur 10.4 Oppsummering av høyest miljørisiko per VØK-gruppe forbundet med utblåsning fra letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene Security Classification: Open - Status: Final Page 76 of 105

Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er oppsummert i Tabell 10.8. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på aktuell oljetype og en SIMA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3, 4 og 5 stilles det ikke spesifikke krav til beredskap da det er beregnet at det ikke vil bli stranding av olje ved et utslipp fra letebrønn Korpfjell Deep. Ressurser vil uansett kunne mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Tabell 10.8 Krav til beredskap i hver barriere for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 havgående systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje Barriere 5 strandrensing Systemer og responstid Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Security Classification: Open - Status: Final Page 77 of 105

11 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning for letebrønn 11.1 Introduksjon Statoil gir i dette kapittelet sin vurdering av miljørisiko og forslag til beredskapsløsning og hvilke forutsetninger disse er gjort på. Det gis også et sammendrag av miljørisikoanalysen [14] og beredskapsanalysen [15] utført for 7132/2-1. Begge analysene er lagt ved søknaden. Miljørisikoanalysen er utført av Akvaplan-niva og beredskapsanalysen er utført av Statoil. Analysene er gjennomført i samsvar med Styringsforskriftens paragraf 17, Aktivitetsforskriftens paragraf 73 og Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) [3] og veileder for miljørettede beredskapsanalyser [4]. Analysen er gjennomført som en helårlig analyse. Før det gås inn på miljørisiko og de planlagte tiltakene for oljevern, presenterer vi et kort sammendrag av de viktigste parameterne i analysen. 11.1.1 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7132/2-1 skal bores i Barentshavet. Vanndybden på borelokasjon er 293 m og korteste avstand til Finnmark er 157 km og avstand til Bjørnøya er 507 km (Figur 11.1). Boringen har planlagt oppstart Q3 2018. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Riggen vil ta høyde for å ankre opp under boreoperasjonen. Hovedformålet med letebrønn 7132/2-1 er å undersøke hydrokarbonforekomster i formasjonene Stø og Carn formasjonene. Forventet oljetype er en olje tilsvarende Wisting Central oljen basert på hvilke fluidegenskaper som forventes. Fakta om letebrønnen er oppsummert i Tabell 11.1. Tabell 11.1 Basisinformasjon for letebrønn 7132/2-1 Letebrønn 7132/2-1 Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 71 52'N, 032 26'Ø Vanndyp 293 m Borerigg West Hercules Planlagt boreperiode Q3 2018 Sannsynlighet for utblåsning 1,3 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate Overflate: 2540 m 3 /døgn Sjøbunn: 2540 m 3 /døgn Totalt: 2540 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Wisting Central olje (838 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 70 døgn boring av avlastningsbrønn) Security Classification: Open - Status: Final Page 78 of 105

Figur 11.1 Lokasjon for letebrønn 7132/2-1 avstand til land er 155 km 11.1.2 Akseptkriterier i miljørisikoanalysen Statoils 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 operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. Security Classification: Open - Status: Final Page 79 of 105

I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 7132/2-1 benyttes Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 11.2). Tabell 11.2 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Varighet av miljøskade Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre 1 måned 1 år < 1 x 10-3 Moderat 1 3 år < 2,5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4 Alvorlig < 10 år < 2,5 x 10-5 Enklere uttrykt betyr dette at Statoils akseptkriterier for miljøskade ved leteboring er: 1 mindre miljøskade for hver 1000 leteboring 1 moderat miljøskade for hver 4000 leteboring 1 betydelig miljøskade for hver 10 000 leteboring 1 alvorlig miljøskade for hver 40 000 leteboring. 11.1.3 Utblåsningsrater og varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn 7132/2-1 er presentert i Tabell 11.3. Vektet utblåsningsrate for letebrønn 7132/2-1 er 2540m 3 /d for både sjøbunn og overflate utblåsning. Tabell 11.3 Utblåsningsrater og varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen Probability top/ sub Topside 0,25 Subsea 0,75 Rate (Sm3/d) 300 Probability distribution - duration 2 5 14 35 70 Scenario probability 0.10 2100 0.25 2900 0.40 0,52 0,19 0,14 0,05 0,10 3300 0.25 Average = 2540 300 0.10 2100 0.25 2900 0.40 0,40 0,19 0,18 0,08 0,15 3300 0.25 Average = 2540 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 7132/2-1 er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn. Security Classification: Open - Status: Final Page 80 of 105

11.1.4 Oljetype Statoil forventer, gitt at det skulle finnes hydrokarboner i 7132/2-1, at dette vil være olje med tilsvarende egenskaper som Wisting Central. Oljen er en middels tung naftensk olje (838 kg/m3) med lavt innhold av asfaltener (0.05 wt. %) og voksinnhold (0.72 wt. %) sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Oljen har svært lav stivnepunkt (<36 C). Høy initiell fordampning resulterer i økt asfalten og voksinnhold, som er med på å stabilisere vann i olje emulsjon. Wisting Central olje er vist å danne lav-viskøse vann-i-olje emulsjoner med relativ lavt maksimum vannopptak (60 vol%). Viskositeten er i utgangspunktet lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene. Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid (<15 minutter), også ved lave vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60 C etter 6 timer avhengig av vindstyrke, lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker. Oljedriftsimuleringene for letebrønnen 7132/2-1 er utført med Wisting Central olje (Tabell 11.4). Samme oljetype er også benyttet for dimensjonering av beredskap. Wisting Central olje har potensiale for bruk av dispergeringsmidler, og dette beskrives nærmere i beredskapsanalysen. Tabell 11.4 Egenskaper for oljetypen Wisting Central Parameter Wisting Central olje [5] Oljetetthet (kg/m 3 ) 838 Maksimalt vanninnhold (vol %) 60 Voksinnhold (vekt %) 0,72 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,05 Viskositet, fersk olje (5 ºC) (cp) 10 11.1.5 Resultater fra oljedriftsimuleringer Oljedrift og forvitring av oljen er modellert med modellen OSCAR (MEMW versjon 7.0.1). Strøm- og vinddata som er benyttet i analysen er henholdsvis SVIM (2002-2011) og NORA10 (2002-2011). Det er modellert for værforhold gjennom hele året og 40 scenarier av utslippsdyp, rate og varigheter. Totalt er det modellert 25212 enkeltsimuleringer. 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, 50 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. Det er relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger. Figur 11.2 viser influensområder for overflateutblåsninger for alle sesonger. Totalt strander olje i 4,8 % av simuleringene. Det forekommer ikke stranding på Bjørnøya innenfor 95-persentilen. Det er ikke stranding i prioriterte områder. Det er ikke vesentlige forskjeller mellom sesongene, men noe mindre stranding vil kunne forventes vinterstid da det på grunn av vær og vind vil forekomme større grad av forvitring og nedblanding slik at sannsynligheten er noe lavere for å treffe land. Strandingsstatistikk er vist i Tabell 11.5. Security Classification: Open - Status: Final Page 81 of 105

Influensområder for vannkolonnen er små, ingen kartruter har THC over 50ppb. Figur 11.2 Statistiske influensområder for overflateutblåsning fra letebrønn 7132/2-1 for alle sesonger. Det er relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger. Figurene viser sannsynlighet for treff av olje og viser ikke hvordan et enkeltutslipp kan se ut. Henviser til miljørisikoanalysen for figurer for sjøbunnsutblåsning. Security Classification: Open - Status: Final Page 82 of 105