PL Duva. Underlag til søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av topphull og geopilot på Duva-feltet

Underlag til søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av topphull og geopilot på Duva-feltet

Innholdsfortegnelse Dokument godkjenning 1 1 Sammendrag 2 2 Generell informasjon 4 2.1 Omfang 4 2.2 Overordnet ramme for aktiviteten 6 2.3 Lokasjon 7 2.4 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak 9 2.5 Forkortelser 11 3 Aktivitetsbeskrivelse 12 3.1 Boreplan 13 3.2 Brønndesign 15 4 Fysisk påvirkning av havbunnen 17 4.1 Oppankring 17 4.2 Borekaks og andre faste partikler 17 5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 19 5.1 Sammendrag av omsøkte utslipp 19 5.1.1 Miljøvurdering av kjemikalier 19 5.1.2 Substitusjon 20 5.2 Bore- og brønnkjemikalier 21 5.2.1 Borevæskekjemikalier 21 5.2.2 Sementkjemikalier 21 5.2.3 Hjelpekjemikalier 22 5.2.4 Beredskapskjemikalier 23 5.3 Utslipp av oljeholdig vann 24 6 Utslipp til luft 25 6.1 Utslipp ved kraftgenerering 25 7 Energiproduksjon og energieffektivitet 26 8 Avfallshåndtering 27 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 28 9.1 Krav om miljørisiko- og beredskapsanalyse 28 9.2 Gjennomførte analyser 28 9.3 Akseptkriterier og ytelseskrav 28 9.4 Lokasjon og tidsperiode 29 9.5 Egenskaper til referanseoljen 29 9.6 DFUer og dimensjonerende hendelser 30 9.7 Naturressurser i området 30 9.7.1 Sjøfugl 31 9.7.2 Marine pattedyr 31 9.7.3 Fisk 32 9.7.4 Sensitive strandområder 32 9.7.5 Bunnfauna 32 9.8 Drift og spredning av olje 32 9.9 Miljørisikoanalyse 35 9.10 Beredskapsanalyse 37 9.11 Forslag til beredskap mot akutt forurensning 40 10 Referanser 42 11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier 43

11.1 Planlagt forbruk og utslipp av vannbasert borevæske 43 11.2 Planlagt forbruk av oljebasert borevæske 43 11.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier 44 11.4 Planlagt forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier 45 11.5 Planlagt forbruk av kjemikalier i lukkede system 45 12 Vedlegg B - Beredskapskjemikalier 46

Figurliste 2.1 Boreriggen Deepsea Yantai... 5 2.2 Neptune Energy HMS retningslinjer... 6 2.3 Odfjell Drilling HSE Policy... 7 2.4 Lokasjon Duva... 8 3.1 Tid- og dybdekurve... 14 3.2 Skisse brønnkonstruksjon topphull... 15 3.3 Skisse brønnkonstruksjon... 16 7.1 Neptune Energy Energy Policy... 26 9.1 Influensområdet for en sjøbunnsutblåsning fra Duva geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre).... 33 9.2 Influensområdet på strand for en sjøbunnsutblåsning fra Duva Geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre).... 34 9.3 Maksimalt utslag i miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i hver sesong.... 35 9.4 Miljørisiko for kystsel som andel av selskapets akseptkriterier i hver sesong.... 36 9.5 Nøkkelegenskaper for Piloljen... 37 9.6 Plasseringen av Duva geopilot og de nærmeste NOFO-basene og fartøyene i stående beredskap.... 39

Tabelliste 1.1 Oppsummerende tabell av totalt planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i de ulike fargekategoriene fordelt på bruksområde... 2 1.2 Oppsummerende tabell av totalt planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i de ulike fargekategoriene fordelt på bruksområde for geopilot sidesteg (opsjon)... 2 1.3 Utslipp av borekaks ved boring av topphull og geopilot... 3 1.4 Utslipp til luft ved boring av topphull og geopilot... 3 2.1 Kontaktdetaljer hos operatør... 4 2.2 Utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak... 10 2.3 Forkortelser... 11 3.1 Basisinformasjon om brønnene... 12 3.2 Operasjonsrekkefølge... 14 4.1 Estimert mengde borekaks per seksjon for boring av grunn gass pilot, topphull og geopilot Duva... 17 4.2 Estimert mengde borekaks per seksjon for boring av sidesteg (opsjon)... 17 5.1 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier på Duva... 19 5.2 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier sidesteg (opsjon)... 19 5.3 Miljøvurdering av kjemikalier... 20 6.1 Estimert utslipp til luft ved boring av topphull og geopilot Duva... 25 9.1 Neptune Energys akseptkriterier for aktiviteten... 28 9.2 Neptune Energys ytelseskrav til oljevernberedskap for Duva geopilot... 29 9.3 Rate-/varighetsmatrisen for Duva geopilot. Det er disse kombinasjonene av utslippsrater og -varigheter som modellerers i OSCAR og danner grunnlaget for videre beregninger (basert på Add Energy, 2019).... 30 9.4 Beregnet behov for beredskap i barriere 1 og 2 for hver av de fire sesongene... 38 9.5 Gangtider og responstider for relevante oljevernressurser for aktiviteten. Gangtid og best oppnåelig responstid avrundes oppad til nærmeste hele time. Følgende transitthastigheter legges til grunn: OR-fartøy = 14 knop, oljevernfartøy (slepefartøy offshore) = 10 knop, fartøy fra NSSR = 20 knop.... 38 9.6 Beregnet behov for beredskap i barriere 3 for hver av de fire sesongene.... 39 9.7 Beregnet behov for beredskap i barriere 3 for hvert av eksempelområdene som har en korteste drivtid <20 døgn... 40 11.1 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert borevæske for boring på Duva-feltet... 43 11.2 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i oljebasert borevæske for boring på Duva-feltet... 43 11.3 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i oljebasert borevæske for boring av sidesteg på Duva-feltet (opsjon)... 43 11.4 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier for boring på Duva-feltet... 44 11.5 lanlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier for boring av sidesteg på Duva-feltet (opsjon)... 44 11.6 Planlagt forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier for boring på Duva-feltet... 45 11.7 Planlagt forbruk av kjemikalier i lukket system under boring på Duva-feltet... 45 12.1 Oversikt over beredskapskjemikalier... 46

Dokument godkjenning Dokument Tittel Prosjekt Klassifisering Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av topphull og geopilot på Duva-feltet Duva Development - PL636 Åpen Dokument referanse DUVA-NEP-S- GA-00001 Versjon 1 Dokument godkjenning Utarbeidet Verifisert Godkjent Navn Wenche R. Helland Allan Ritchie Gerhard Sund Dato 24/6-19 26/6-19 26/6-19 Versjoner Ver. Dato Endringer Utarbeidet Verifisert av Godkjent av 1 26/6-19 Dok. opprettet Wenche R. Helland Allan Ritchie Gerhard Sund Dokument godkjenning 1

1 Sammendrag Neptune Energy Norge AS (Neptune Energy) søker om tillatelse til virksomhet etter forurensingsloven kapittel 3 11 for boring på Duva-feltet. Duva-feltet er lokalisert innenfor PL636, som dekker deler av blokken 36/7 i den nordlige delen av Nordsjøen. Feltet vil bygges ut med én overtrålbar havbunnsramme med fire brønnslisser og knyttes opp mot Gjøa plattformen for prosessering og eksport. Søknaden er utarbeidet i henhold til Miljødirektoratets retningslinjer for søknad om petroleumsvirksomhet til havs (Miljødirektoratet, 2016) og omfatter boring av én grunn gass pilot, fire topphull og én geopilot i reservoaret. Boreoperasjonene vil bli utført med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Yantai. Tidligste oppstart av boreoperasjonen er 1.11.2019 og total varighet på boreoperasjonen er 54 dager (+ opsjon 6 dager). Søknaden omfatter forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø, utslipp av borekaks, utslipp til luft, avfallshåndtering og utslipp av oljeholdig vann. I tillegg er beredskap ved en akutthendelse presentert. En oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier (+ opsjon), utslipp av borekaks og utslipp til luft er gitt i hhv. Tabell 1.1, Tabell 1.2, Tabell 1.3 og Tabell 1.4. Oppsummering forbruk og utslipp Bruk og utslipp av kjemikalier Det søkes om tillatelse til bruk og utslipp av henholdsvis 6311 og 2020 tonn stoff i grønn kategori, bruk og utslipp av henholdsvis 1321 og 123 stoff i gul kategori, samt forbruk av 13 tonn stoff i rød kategori, se Tabell 1.1. For sidesteg (opsjon) søkes det om tillatelse til bruk og utslipp av henholdsvis 527 og 17 tonn stoff i grønn kategori, bruk og utslipp av henholdsvis 224 og 0,9 tonn stoff i gul kategori, samt forbruk av 2,5 tonn stoff i rød kategori, se Tabell 1.2. Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier/komponenter er beskrevet i 5.2 Bore- og brønnkjemikalier og ytterligere detaljer er gitt i 11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier. Tabell 1.1 Oppsummerende tabell av totalt planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i de ulike fargekategoriene fordelt på bruksområde Forbruk stoff i grønn kategori (tonn/ år) Utslipp stoff i grønn kategori (tonn/ år) 104 og 100 Forbruk stoff i gul kategori (tonn/år) 101 102 103 104 og 100 Utslipp stoff i gul kategori (tonn/år) 101 102 103 Forbruk stoff i rød kategori (tonn/ år) 6311,2 2019,6 1236,1 29,6 55,7 0,0 119,8 2,0 0,8 0,0 13,2 0,0 Utslipp stoff i rød kategori (tonn/ år) Tabell 1.2 Oppsummerende tabell av totalt planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier med stoff i de ulike fargekategoriene fordelt på bruksområde for geopilot sidesteg (opsjon) Forbruk stoff i grønn kategori (tonn/ år) Utslipp stoff i grønn kategori (tonn/ år) Forbruk stoff i gul kategori (tonn/år) 104 og 100 101 102 103 104 og 100 Utslipp stoff i gul kategori (tonn/år) 101 102 103 Forbruk stoff i rød kategori (tonn/ år) 527,4 16,8 208,7 4,4 11,1 0,0 0,7 0,1 0,04 0,0 2,5 0,0 Utslipp stoff i rød kategori (tonn/ år) Utslipp av borekaks Utslipp av borekaks er gitt i Tabell 1.3 og er nærmere beskrevet i 4.2 Borekaks og andre faste partikler. 1 Sammendrag 2

Tabell 1.3 Utslipp av borekaks ved boring av topphull og geopilot Aktivitet Mengde (tonn) Utslipp av borekaks ved boring av grunn-gass pilot 85 Utslipp av borekaks ved boring av topphull og geopilot 1982 Utslipp av borekaks ved boring av sidesteg (opsjon) 97 Utslipp til luft Utslipp til luft i forbindelse med kraftgenerering er vist i Tabell 1.4 Tabell 1.4 Utslipp til luft ved boring av topphull og geopilot Aktivitet CO2 (tonn) NOx (tonn) nmvoc (tonn) SOx (tonn) Boring av grunn gass pilot, topphull og geopilot 4328 72,4 6,8 1,4 Boring av sidesteg (opsjon) 455 7,6 0,7 0,1 Sårbar bunnfauna Basert på borestedsundersøkelse er ingen potensielt sensitive habitater, som kaldtvannskoraller eller dype havsvampsamfunn, identifisert (Gardline Environmental Ltd, 2015). Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse Det er gjennomført en miljørisiko- og beredskapsanalyse for boring av geopiloten (Akvaplan-niva, 2019). Miljørisikoen er vurdert som moderat høy. Den maksimale miljørisikoen er beregnet i vinterperioden for sjøfugl åpent hav, med rundt 30 % av Neptune Energys akseptkriterier. En havgående beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 5 NOFO-systemer vil tilfredsstille aktivitetens ytelseskrav. Første system kan være operativt innen 6 timer. Fullt utbygd barriere 1 og 2 kan være operativt innen 24 timer. En kystnær beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 9 Current Buster 4-systemer vil tilfredsstille den planlagte aktivitetens behov for å kunne håndtere operasjoner i de 9 eksempelområdene med en korteste drivtid <20 døgn, og dekke Neptune Energy sitt ytelseskrav om å kunne håndtere den totale emulsjonsmengden (95-prosentilen) som vil kunne strande i influensområdet. Med bakgrunn i aktivitetens miljørisiko, stor sannsynlighet for stranding, kort drivtid til land og til dels vesentlige strandingsmengder, vurderer Neptune Energy at beredskapsløsningen for Duva geopilot kystnært bør utvides med to systemer utover det beregnede behovet. Dette vil øke robustheten i beredskapen for brønnen. Neptune Energys beredskapsløsning i barriere 3 omfatter mao. 11 Current Buster 4-systemer. De to systemene som kommer i tillegg til det beregnede basisbehovet vil, for plan-formål, mobiliseres til områdene Sverslingsosen-Skorpa og Runde. Det første systemet skal være på plass innen 95-prosentilen av korteste drivtid til land, altså 1,4 døgn. De resterende systemene kan mobiliseres sekvensielt. NOFO vil kunne mobilisere 10 komplette kystsystem til nærmeste NOFO-base innen 5 døgn. Disse systemene vil kunne dekke behovet for beredskap i barriere 3 for 7 av de 9 eksempelområdene med drivtider kortere enn 20 døgn. For de to områdene Sverslingsosen-Skorpa og Runde vil Neptune Energy etablere en særskilt løsning for å ivareta kravet til kort responstid. Beredskap i strandsonen kan løses innenfor NOFO sitt eksisterende avtaleverk. 1 Sammendrag 3

2 Generell informasjon Aktiviteten det søkes om er å bore de to øverste hullseksjoner (topphull) for inntil fire brønner. Deretter skal det bores fra et av disse topphullene videre ned til reservoaret for å påvise olje/vann kontakt samt å ta væskeprøver. Rett før boring av topphullene skal det bores et mindre hull nær bunnrammen som risikoreduserende tiltak mot grunn gass. Ferdigstillelse av brønnene med videre boring og kompletteringsaktiviteter vil bli gjennomført senere, i 2020. Disse aktivitetene er del av utbyggingen av Duva-feltet. En søknad om oppfylt utredningsplikt, samt en Plan for Utbygging og Drift av Duva, ble overlevert til OED i februar 2019 (Neptune Energy, 2019). PUD ble godkjent 25/6-19. Søknaden er skrevet i samsvar med aktivitetsforskriften 66 og forurensningsforskriften kapittel 36. Det er lagt vekt på at søknaden skal følge Miljødirektoratets veileder (Miljødirektoratet, 2016). Operasjonen vil omfatte forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø, utslipp av borekaks, utslipp til luft, avfallshåndtering, samt utslipp av oljeholdig vann. Forbruk og utslipp av kjemikalier til sjø er beskrevet i kap. 5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø. Utslipp til luft er beskrevet i kap. 6 Utslipp til luft. Informasjon om kontaktperson hos Neptune Energy er gitt i Tabell 2.1. Tabell 2.1 Kontaktdetaljer hos operatør Navn Tittel Adresse Wenche R. Helland Environmental Advisor Organisasjonsnummer 983 426 417 E-post Tlf arbeid 52031522 Mobil 99021989 Neptune Energy Norge AS Vestre Svanholmen 6, Sandnes P.O. Box 242, 4066 Stavanger wenche.helland@neptuneenergy.com Kontroll, måling og rapportering All rapportering av forbruk og utslipp av kjemikalier i forbindelse med boreoperasjonen vil bli gjort i henhold til myndighetskrav og interne retningslinjer. De samme krav vil også gjelde for leverandører som leverer tjenester i forbindelse ved boring av brønnene. Rapportering av borevæske, sementkjemikalier, kaks og avfall utføres av den enkelte leverandør. Rapportering av riggkjemikalier og forbruk av diesel utføres av boreentreprenør (riggen). Alle kjemikalier som skal benyttes offshore skal være godkjente og tilgjengelige for Miljødirektoratet i databasen NEMS Chemicals. Sikkerhetsdatablad vil være tilgjengelig for alle kjemikalier, inkludert de hvor HOCNF ikke er påkrevd. Neptune Energy evaluerer alle kjemikalier som er planlagt for bruk og utslipp ved boring av brønnene. Ved eventuelle endringer vil det gjøres miljøvurderinger som sammen med endret forbruk/utslipp vil rapporteres i henhold til HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten. Neptune Energy benytter miljøregnskapssystemet NEMS Accounter for registrering og rapportering av miljødata. Rapporteringen følges opp i henhold til tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven. Ved utilsiktete utslipp vil disse bli rapportert i selskapets system for hendelsesrapportering (Synergi). Rapporteringspliktige utslipp vil bli varslet og meldt i henhold til de krav som stilles i styrings- og aktivitetsforskriften. 2.1 Omfang I henhold til Lov om vern mot forurensing og om avfall (Forurensingsloven) 11 samt HMS forskriftene søker Neptune Energy Norge AS, på vegne av partnere, om tillatelse til virksomhet i forbindelse med boring av brønner på Duva-feltet i utvinningstillatelse PL 636. 2 Generell informasjon 4

Aktiviteten som det søkes om er: Boring av grunn gass pilot ned til 600m under havbunnen fra en lokasjon nær bunnrammen. Denne aktiviteten gjennomføres som et risikoreduserende tiltak mot grunn gass. Grunn gass pilot er planlagt plugget med sement. Boring av første topphull seksjon for alle fire brønner; produksjonsbrønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-2 H, 36/7-K-3 H, 36/7-K-4 H. Alle disse skal bores gjennom bunnrammen på feltet ned til 50-60 meter under havbunnen og vil stabilisere bunnrammen før videre boring. Boring av andre topphull seksjon for produksjonsbrønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-3 H, 36/7-K-4 H. Alle disse topphullene skal bores gjennom bunnrammen ned til 600 meter under havbunnen. Fra et av topphullene, boring av en geopilot, brønn 36/7-K-3 H ned til gjennom reservoaret for å påvise olje/vann kontakt samt å ta væskeprøver. Om nødvendig, vil det bli boret et sidesteg for å sikre oljeprøver. Permanent plugge tilbake reservoarseksjonen av geopilot (36/7-K-3 H). Denne søknaden omfatter: Forbruk og utslipp av vannbaserte bore- og brønnkjemikalier Forbruk av oljebaserte bore- og brønnkjemikalier Forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier Forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier (riggkjemikalier) Forbruk av kjemikalier i lukkede systemer Utslipp av borekaks fra seksjoner som bores med vannbasert borevæske Utslipp av oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall Utslipp til luft fra daglig drift av riggen Beredskapskjemikalier, inkludert brannskum Avfallshåndtering Boreoperasjonene vil bli utført med den nybygde flyteriggen Deepsea Yantai som drives av Odfjell Drilling. Riggen er en halvt nedsenkbar 6. generasjons borerigg, bygget for å operere på norsk sokkel og på havdyp inntil 1200 meter. Riggen er designet ut i fra strenge miljømessige kriterier og har CLEAN notasjon i henhold til DNVs klassifisering av nybygg, med fokus på doble barrierer for systemer med risiko for akutte utslipp. Figur 2.1 Boreriggen Deepsea Yantai Tidligste forventet oppstart for boringen på Duva er 1. november 2019. Estimert varighet for boreoperasjonen er totalt 60 dager (inkl. opsjon). 2 Generell informasjon 5

Ferdigstilling av brønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-3 H og 36/7-K-4 H med videre boring og komplettering er planlagt som aktiviteter i 2020 og blir søkt om i en separat søknad om utslippstillatelse. 2.2 Overordnet ramme for aktiviteten Boreoperasjonene vil bli gjennomført i henhold til Neptune Energy sine krav og strategier for boreoperasjoner, og i tråd med gjeldende lovgiving. Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (Rammeforskriften) 11 beskriver prinsippene for risikoreduksjon. Miljølovgivningen sier at skade eller fare for skade på det ytre miljø skal forhindres eller begrenses mest mulig. Prinsippene for risikoreduksjon sier at risikoen for miljøskade deretter skal reduseres ytterligere så langt det er praktisk mulig. Neptune Energy ønsker å være proaktiv i forhold til å håndtere risiko for uønskede hendelser, samt å kontinuerlig forbedre prestasjoner innen helse, miljø, sikkerhet og kvalitet. Neptune Energy har som mål å gjennomføre miljømessige forsvarlige operasjoner og minimere effekten på miljøet, og miljøvurderinger er en integrert del av planleggings- og beslutningsprosessene i alle aktiviteter. For å ivareta selskapets miljømål, skal beste tilgjengelige teknikker (BAT) og beste miljømessige praksis (BEP) benyttes i planlegging og gjennomføring av aktiviteter. Neptune Energy Norges HMS retningslinjer er vist i Figur 2.2 og gjengitt på norsk under: Neptune Energy HMS-retningslinjer Vårt mål er å drive virksomheten vår uten personskader, skader på miljø og ulykker, både i dag og i fremtiden. Neptune Energy krever et aktivt engasjement og ansvarlighet med hensyn til HMS fra alle medarbeidere både egne ansatte og underleverandører. Vi mener hendelser kan forebygges i våre aktiviteter, og for å nå denne målsettingen er vi avhengige av konstant innsats og samarbeid fra profesjonelle og ansvarlige enkeltpersoner. Sammen skal vi: 1. Ta vare på medarbeiderne våre (inkludert underleverandører og interessenter) i alle arbeidsrelaterte aktiviteter gjennom identifisering, vurdering og styring av risiko. 2. Integrere HMS i beslutningsprosessene, ledelse og gjennomføringen av alle aktiviteter. Figur 2.2 Neptune Energy HMS retningslinjer 3. Prioritere sikkerhetshensyn høyere enn produksjon, kostnader og tidsplaner. 4. Oppnå best mulig HMS-resultater ved å opptre profesjonelt og etterleve alle gjeldende lover og forskrifter. 5. Lære av hendelser og tilløp, og oppmuntre til og legge til rette for deling av erfaringer og innsikt gjennom å etablere en kultur uten skyld og bebreidelse. 6. Gripe inn når usikre situasjoner oppstår. 7. Forebygge alvorlige ulykker ved å etterleve vår Global Operational Integrity Management Standard (GOIMS) og vårt HMS-styringssystem på en hensiktsmessig og effektiv måte. 8. Minimere påvirkningen på vårt miljø gjennom å forebygge forurensning, redusere utslipp, forbruk av naturressurser, resirkulere og redusere produksjonen av avfall. 9. Kommunisere åpent med interessentene våre og sikre forståelse av HMS-retningslinjene, målene og resultatene våre. 2 Generell informasjon 6

10. Kontinuerlig forbedre HMS-resultatene våre ved å overvåke egnetheten og effektiviteten av ledelsesstandard og styringssystemet vårt og lære av beste praksis i bransjen. Alt personell som arbeider for Neptune Energy, skal overholde disse retningslinjene og være proaktiv når det gjelder å etterstrebe målet vårt om null ulykker. Odfjell Drillings mål er å gjennom alle operasjoner opprettholde den høyeste sikkerhetsstandard, beskytte mennesker og minimere miljøpåvirkning. En beskrivelse av virkemidler for å oppnå målene er gitt i Odfjell Drillings HSE Policy (se Figur 2.3). Boring av brønnene på Duva-feltet skal gjennomføres uten at mennesker, miljø og verdier blir skadet som følge av aktiviteten. De viktigste virkemidler i dette arbeidet er: Kartlegginger og analyser av naturforhold på borestedet Risikostyring gjennom en omfattende og detaljert planleggingsprosess Kvalifisering og valg av utstyr og tjenester som er egnet for oppgavene Samordning av de leveranser og tjenester som inngår i brønnleveransen Trening og forberedelser av involverte enheter og personell Åpen kommunikasjon med myndigheter, samarbeidspartnere og eksterne interessenter Overvåking, kontroll og tett oppfølging under gjennomføring av aktivitetene Rapportering og erfaringsoverføring internt og eksternt etter avsluttende operasjoner HSE POLICY Odfjell Drilling shall maintain the highest safety standard and protect the health of our employees and others associated with our operations. Operations shall be conducted according to sound and environmental principles and in a manner to minimize any adverse environmental impact. This will be achieved by: Complying with HSE legislation and other relevant requirements Avoiding personnel injury and harm to health and reducing environmental risks through effective risk management Monitoring, reviewing and continually improving HSE performance, including energy efficiency, through management by objectives Ensuring safety leadership and environmental stewardship are a prioritized part of management responsibility Developing an HSE culture based on competence, involvement and commitment from all in applying the Odfjell Drilling HSE rules: I will always comply with rules and procedures I will always risk assess my work I will always act when I see unsafe behaviour and conditions Developing and maintaining emergency response plans to prevent loss to the environment Promoting energy saving awareness and use of environmentally preferable processes and technologies Evaluating energy efficiency in new design and technologies Considering environmental preferable and energy efficient products and services in procurement processes Simen Lieungh, CEO Odfjell Drilling 20.11.2017 Through continuous improvement achieve zero fault. Figur 2.3 Odfjell Drilling HSE Policy Basert på erfaringer fra tidligere tilsvarende operasjoner med planlagte utslipp, konkluderes det med at den omsøkte boreaktiviteten kun vil ha marginale påvirkninger på bunnfauna lokalt og neglisjerbar påvirkning på det marine miljø i vannmassene. Med de kjemikalievalgene som er tatt, samt generelt høyt fokus på null skadelige utslipp og tiltak som er beskrevet i denne søknaden, vurderer Neptune Energy det slik at boringen kan gjennomføres uten vesentlige negative konsekvenser for miljøet på borestedet og havområdet for øvrig. 2.3 Lokasjon Beliggenhet og lisensforhold Duva-feltet er lokalisert i den nordlige delen av Nordsjøen, 6 km fra Gjøa-feltet (12 km fra Gjøa Semi) og med korteste avstand til land på 35 km. Lokasjonen av Duva-feltet er vist i figur Figur 2.4. Havdyp i området er 345 til 364 meter. Funnet ble gjort i utvinningstillatelse 636 i august 2016 ved boring av brønn 36/7-4. Utvinningstillatelsen ble tildelt 3. februar 2012. Boringen vil bli gjennomført i samsvar med lisenskravene gitt til PL636. Det foreligger følgende vilkår: Foreta nødvendig kartlegging av eventuelle forekomster av korallrev og andre verdifulle bunnsamfunn Ta særlig hensyn til fiskeriaktiviteten og forekomst av marine organismer under planlegging av boreoperasjon Unngå utslipp av miljøfarlige stoffer til sjø 2 Generell informasjon 7

4 E 4 20'E ± ª 35/6-2 S 35/6 PL930 PL929 36/4 PL828 36/5 61 30'N PL153 C 61 30'N PL682 1 35/9-3 PL636 PL153 ª 35/9-9 PL153 C ª 36/7-3 1!( 36/7-4 Duva PL636 B PL682 35/9 35/9-1 R35/9-1 1 36/7 36/8 PL153 B 1 36/7-1 PL153 B 1 35/9-2 35/9-4 S PL989 ' 36/7-2 61 15'N 61 15'N 36/11 35/12 36/10!( Duva template PL636 Licenced areas Date: 05.06.2019 Dr.nr.:WFG_22_050619 0 1.25 2.5 5 Kilometers 4 E Figur 2.4 Lokasjon Duva 4 20'E Miljøforhold ved lokasjonen Duvas influensområde ligger primært i Nordsjøen og Norskehavet. Det atlantiske vannet og den norske kyststrømmen flyter begge generelt i nordlig retning i Norskehavet. Vannet i den norske kyststrømmen har lav salinitet og danner fronter mot det atlantiske vannet. I disse frontene blir det høy biologisk produksjon. Norskehavet er sterkt preget av frontsystemer og lokale virvler som danner muligheter for gunstige forhold for biologisk produksjon. Til Nordsjøen kommer det vann fra Atlanterhavet med høy saltholdighet og et signifikant bidrag av mer ferskvannspåvirket vann fra Baltikum, og tilsig av ferskvann fra elver. Strømbildet i det området hvor Duva ligger er i hovedsak preget av den norske kyststrømmen som beveger seg nordover langs norskekysten. Strømmene ellers i Nordsjøen er meget vindpåvirket. Ved en eventuell utblåsning av olje vil både vindretning og -styrke ha sterk påvirkning på oljens drivretning. Økosystemet i Norskehavet har relativt lav biodiversitet, men det er produktivt og noen arter kan forekomme i svært høye antall. Planteplankton finnes i enorme antall under våroppblomstringen. Dette gir grunnlag for oppvekst av de mange fiskeartene som gytes både i Nordsjøen og Norskehavet (Akvaplan-niva, 2019). Den norske kyststrømmen er svært viktig 2 Generell informasjon 8

for transport og fordeling av planktoniske organismer. Fiskeressursene varierer med dybdeforholdene, med innflytelsen av ferskvann fra elver, samt vindretning og -styrke. Dybdevariasjonen påvirker lokale bevegelser i vannmassene. Vanndypet er 359 m MSL på borelokasjonen. Det har blitt utført borestedsundersøkelse inkludert visuell miljøundersøkelse med video og kamera (Gardline Environmental Ltd, 2015 og DNV GL, 2015). Området er relativt flatt (gjennomsnitt: <1 ) og spenner fra 335 til 364 m MSL. Skurelinjer etter isfjell og mange fordypninger ble observert i hele undersøkelsesområdet. I tillegg er sjøbunnen veldig preget av ankerspor ved brønnlokasjonen og i sørvest. Ingen potensielt sensitive habitater som kaldtvannskoraller eller svampsamfunn definert som OSPAR type dyphavs svampaggregering ble identifisert. Det ble heller ikke identifisert vrak/kulturminner i undersøkelsesområdet (Gardline Environmental Ltd, 2015). Grunnlagsundersøkelser ble gjennomført 2. kvartal 2019, som del av programmet for miljøovervåking i region 3. Programmet for overvåkingen er utarbeidet av DNV GL og godkjent av Miljødirektoratet. Utbyggingsløsning og produksjonsperiode Duva er planlagt utbygd som et undervannsanlegg koblet til eksisterende infrastruktur på Gjøa Semi. Undervannsanlegget til Duva vil bestå av en overtrålbar havbunnsramme med fire brønnslisser. Basis for Duva er å bruke tre brønnslisser, hvorav to for oljeprodusenter og en til gassbrønn. Siste brønnslisse er både reserve i tilfelle skade på en av installerte brønnhoder og gir mulighet til å øke reservoar utvinning ved å bore en ekstra olje produsent. Dette blir avklart etter geopilot resultater foreligger. Undervannsanlegget vil styres fra Gjøa Semi og kontrollsystemet for Duva vil bli integrert med plattformens øvrige kontrollsystem. Rørledningssystemet for Duva vil bestå av én rørledning for produksjon og én for gassløft. Produksjonsrørledningen er en rør-i-rør løsning som skal tilkobles den eksisterende oljerørledningen til Gjøa. Rørledningen for gassløft vil bli tilkoblet eksisterende undervanns-infrastruktur på Gjøa. En kontrollkabel vil bli installert mellom Gjøa Semi og undervannsanlegget til Duva. Denne vil overføre kommunikasjon, kjemikalier samt nødvendig elektrisk- og hydraulisk energi. Produksjonsstart er planlagt til fjerde kvartal 2020, og forventet produksjonsperiode er 13 år. Det er ikke behov for vanneller gassinjeksjon, men det er planlagt for en gassnedblåsing mot slutten av feltets levetid. Eksport av olje og gass Brønnstrømmen fra Duva vil bli prosessert på Gjøa Semi. Oljen skal transporteres videre gjennom Troll Oljerør II til Mongstad, og gassen skal eksporteres via rørledningen Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) til St. Fergus i Storbritannia. 2.4 Planlagte miljørisikoreduserende tiltak Den planlagte boreoperasjonen vil foregå i et område hvor Neptune Energy er godt kjent på grunn av tidligere boreaktiviteter i samme område. Risikoen knyttet til den planlagte boreoperasjonen har blitt vurdert gjennom hele planleggingsfasen frem til innsendelse av utslippssøknaden, samt gjennom miljørisiko- og beredskapsanalyser, både operasjonelt og med hensyn til HMS og miljøpåvirkning. I det videre arbeidet frem mot oppstart av boreoperasjonen vil det bli gjennomført ytterligere aktiviteter og tiltak som vil bidra til en robust operasjonell gjennomføring av de planlagte aktivitetene. I Tabell 2.2 er det gitt en oversikt over utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak som allerede er eller vil bli implementert i prosjektet. 2 Generell informasjon 9

Tabell 2.2 Utslipps- og miljørisikoreduserende tiltak Risikoaspekt Akutte utslipp av olje (utblåsning/ brønnlekkasje) Tiltak Brønnkonstruksjon er optimalisert for å redusere den totale risikoen for en ukontrollert utblåsning. Program for setting av foringsrør er gjennomført iht. retningslinjer og krav i NORSOK-standarder, etablerte barriereprosedyrer og Neptune Energys styrende dokumenter. I det videre arbeidet med detaljert brønnplanlegging vil flere tiltak bli vurdert. Løpende risikovurderinger vil bli gjort under boreoperasjonene. For å unngå en utblåsning skal det alltid være to uavhengige fysiske barrierer på plass, i form av borevæske med tilpasset slamvekt og BOP. Mindre akutte utslipp Riggen skal opereres slik at det alltid er to fysiske barrierer mot søl av olje og kjemikalier til sjø Prosedyrer og operasjonelle rutiner vil bli implementert for å forhindre akutte utslipp, samt for å begrense og samle opp uhellsutslipp før de går til sjø Alle rutiner knyttet til lasting/lossing av kjemikalier og diesel vil bli sjekket som en del av forberedelsene til operasjonene. Dette gjelder bl.a. kompatibilitet og vedlikehold på slangekoblinger, sjekking/testing/utskifting av bulkslanger, rutiner for sjekking av kritiske ventiler osv. Utslipp av borekaks Utslipp av borekaks er begrenset til utslipp fra boring av topphullseksjonene. Boring av 17 1/2", 12 1/4" og 8 1/2" seksjonene vil bli utført med oljebasert borevæske. All borekaks med vedheng av oljebasert borevæske vil bli håndtert av borevæskeleverandør MI-Swaco. Kaksen blir sendt i dedikerte avfallskontainere til land for forsvarlig og forskriftsmessig behandling. Bruk og utslipp av kjemikalier Det skal være fokus på å minimere kjemikalieforbruk. Gjenbruk skal gjennomføres der det er mulig. Ubrukte kjemikalier skal ikke gå til utslipp. Fokus på bruk av miljøvennlige kjemikalier (miljøkategori grønn og gul). Bruk av ROV, for a verifisere retur av sement på sjøbunnen under sementering av topphullsseksjonen for å se til at dette er iht. plan, vil bli brukt for å justere anslåtte mengder ved senere operasjoner Utslipp av oljeholdig vann Lukket drainsystem Prosedyrer for opplæring av håndtering av drainsystemet samt for låsing/opplåsing av ventiler for utslipp til sjø på plass. Riggen har installert en Rena slopbehandlingsenhet som renser alt vann fra både rene og skitne områder til <15 ppm før utslipp til sjø. Bruk av gjengefett (dope) Bruk av gjengefett på borestreng, foringsrør og stigerør vil bli begrenset i størst mulig grad, men innenfor operasjonelt akseptable nivåer. Det vil bli benyttet gjengefett i gul kategori. Utslipp til luft Under boringen av topphull og geopilot vil riggen være oppankret, noe som reduserer utslippene til luft sammenlignet med bruk av dynamisk posisjonering. Det benyttes diesel med lavt svovelinnhold, hvilket reduserer SOx-utslippene til luft. Bruk av PowerBlade Hybrid som preserverer tapt energi og dermed reduserer utslipp til luft. Rigg vil implementere et system for energiledelse med fokus på energieffektivitet og reduksjon av utslipp fra boreoperasjonene. Avfall Det vil være gode kildesorteringsløsninger for avfall ombord på riggen, og det vil være fokus på å redusere avfallsmengden og følge opp avfallshåndteringen slik at det ikke oppstår avvik. Riggen har spesielt fokus på å redusere forbruket av engangsservise, som plast- og pappkopper. Verifikasjoner Det planlegges for en ytre miljø verifikasjon med fokus på barrierestyring/ utslippspunkter, kjemikaliestyring og avfallshåndtering. Dette omfatter blant annet kontroll og inspeksjon av slanger, ventiler, kjemikalielagring, kakshåndtering og dreneringssystem. Det vil også være fokus på at operasjonene gjennomføres iht. krav og tillatelser. SSRA og WSRA En områdespesifikk risikovurdering (SSRA) og brønnspesifikk risikovurdering (WSRA) med relevant personell vil blir gjennomført. Ytre miljørisiko vil bli dekket i denne gjennomgangen. 2 Generell informasjon 10

2.5 Forkortelser Tabell 2.3 Forkortelser ALARP BAT BOP CB4 DP HI HOCNF MD MDRT NOFO NOROG OED POSMOOR Ptil PUD RMR sg SKIM TD TVDRT VBB As Low as Reasonably Practicable Best Available Techniques/Technologies Blow out preventer Current Buster 4 system Dynamisk posisjonering Havforskningsinstituttet Harmonized Offshore Chemical Notification Format Measured Depth Measured Depth Rotary Table Norsk Oljevernforening for Operatørselskap Norsk Olje og Gass Olje- og Energidepartementet Position Mooring system Petroleumstilsynet Plan for utbygging og drift Riserless Mud Recovery specific gravity Samarbeidsforum offshorekjemikalier, industri og myndigheter Total Depth True Vertical Depth Rotary Table Vannbasert borevæske 2 Generell informasjon 11

3 Aktivitetsbeskrivelse Primærmålene for boring av grunn-gass pilot er: Bekrefte at det ikke er grunn gass tilstede før boring av topphull (det er lettere å forhindre innstrømming av gass i et mindre borehull enn i de store topphullene) Primærmålene for boring av topphullene på Duva er: Sikre stabiliteten av bunnrammen ved å bore topphull og sementere på plass brønnhodet, 30" foringsrør og 20" foringsrør. Ferdigstille de to øverste seksjonene av Duva produsent brønner. Primærmålene for boring av geopiloten på Duva er: Innhente fluidprøver som skal brukes til å designe voks inhibitor. Forbedre beslutningsgrunnlaget for boring av en eventuell tredje oljeprodusent ved å bore gjennom oljesonen og vannsonen for å innhente data om reservoaregenskapene i randen av Duva turbidittene Bekrefte olje-vannkontakten. Optimalisere plassering av oljeprodusentene Primærmålene for plugging av geopiloten på Duva er: Sikre at geopiloten ikke forhindrer boring av olje produsent brønn fra samme topphull. Sikre at reservoarvæsker ikke kan lekke ut gjennom den forlatte geopilot. Basisinformasjon om 36/7-U-1, 36/07-K-1 H, 36/07-K-2 H, 36/07-K-3 H og 36/07-K-4 H er gitt i tabell Tabell 3.1. Tabell 3.1 Basisinformasjon om brønnene Brønnidentitet 36/7-U-1, 36/07-K-1 H, 36/07-K-2 H, 36/07-K-3 H, 36/07-K-4 H, Utvinningstillatelse PL636 Tidspunkt for tildeling 03/02/2012 Organisasjonsnummer for PL636 922 249 148 Lisenshavere Neptune Energy Norge AS (operatør) (30%) Idemitsu Petroleum Norge AS (30%) Pandion Energy AS (20%) Wellesley Petroleum AS (20%) Sjøbunnslokasjon for havbunnsrammen (lengde-/breddegrad) Sjøbunnslokasjon for havbunnsrammen (UTM koordinater, sone 31) Vanndyp Avstand til land Planlagt boredyp Varighet 61 24' 0,94" N, 4 04' 2,34" E 557 000m E, Y : 6 808 000m N 359 meter 35 km 960 mmdrt for 36/7-U-1 3205mMDRT for 36/07-K-3 H 960 mmdrt for 36/07-K-1 H, 36/07-K-2 H og 36/07-K-4 H inntil 60 dager Reserver og reservoar Duva er et gassfelt med en underliggende oljekolonne som ble påvist av letebrønn 36/7-4 i 2016 i utvinningstillatelse 636 i den nordlige Nordsjøen. Funnet er en stratigrafisk felle med toppunkt estimert ved -2242 meter vertikalt dyp under havbunnen, gasskolonnen er estimert til 212 meter med en oljerand på rundt 75 meter (definert ved fritt vannivå). Reservoarbergarten er sandstein av tidlig kritt-alder avsatt som undersjøiske turbiditter i et særs begrenset avsetningsmiljø. Reservoaret er sand definert som Agat-formasjonen og er splittet i to hovedenheter; nedre og øvre 3 Aktivitetsbeskrivelse 12

reservoar. Kun det øvre reservoaret planlegges produsert i gjeldende utbyggingskonsept. Olje-gass kontakten ble boret i letebrønn 36/7-4, men olje-vann kontakten er ikke påvist. Vannmetningsmodellering er benyttet for å definere forventet kontakt. 3.1 Boreplan Grunn-gass pilot I åpent vann bores det til dyp 960 m MDRT. 9 7/8" grunn gass pilot er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen. Grunn gass pilot er planlagt plugget med sement. Topphull Gjennom bunnrammen bores 42"-seksjonen til dyp 465 mmdrt med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen for brønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-2 H, 36/7-K-3 H og 36/7-K-4 H. 42"-hullet vil bli fortrengt med vannbasert borevæske (VBB) før kjøring av brønnhode med 30" foringsrør som sementeres på plass. Riggen flyttes til nest brønnslisse på bunnrammen og gjentar operasjon med boring av 42" hull og kjøring av brønnhode med 30" foringsrør. Riggen borer så 26"-seksjonener som er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til rigg vha RMR for produksjonsbrønnene 36/7-K-1 H, 36/7-K-3 H og 36/7-K-4. 26"-hullene vil bli fortrengt med vannbasert borevæske (VBB) før kjøring av 20" foringsrør som sementeres på plass. Geopilot Topphullet for brønn 36/7-K-3 H skal fordypes ned til topp reservoar. Stigerør og BOP monteres på brønnhode og 17 1/2 " vil bli boret med oljebasert borevæske fra 960 mmdrt og til 2050 mmdrt med retur av borevæske og kaks til rigg. Foringsrør i størrelse 13 5/8" vil bli kjørt og sementeret på plass. Fra 13 5/8" foringsrør sko bores 8 1/2" seksjon ned til og gjennom reservoar til dyp 2594 mtvdrt / 3205 mmdrt. Med loggeverktøy skal det innhentes væskeprøver. Det er ikke planlagt å foreta brønntest. Alternativ plan er boring av en 12 1/4" hullseksjon med foringsrør i størrelse 9 5/8" som vil kun bli gjort dersom det viser seg vanskelig å bore 8 1/2" seksjon i tilstrekkelig dyp (2990 mmdrt / 2454 mmdrt). Dette er reflektert i de omsøkte utslippsvolumene men ikke i tid- og dybdekurve. Geopilot sidesteg- opsjon Hvis reservoaregenskapene er for dårlige til å innhente av væskeprøver er det planlagt å bore et 8 1/2" sidesteg til en lokasjon med antatt bedre reservoaregenskaper. Utslippsmengder er omsøkt og sidesteg er vist i tid- og dybdekurve. Plugging av geopiloten Brønn seksjon under 13 5/8" foringsrør sko (2050 mmdrt / 1829 mtvdrt) vil bli permaent plugget og forlatt i henhold til NORSOK D10, Chpt. 9 Abandonment (NORSOK D-010, 2013). 3 Aktivitetsbeskrivelse 13

Depth (mmd) Time (days) 0 10 20 30 40 50 60 0 Rig Mob Rig Demob Rig Demob 36"x30" Section (4x) 500 Time Depth Graph Shallow Gas Pilot / DUVA Top Holes / 36/7-K-3 H 1000 Shallow Gas pilot 26"x20" Section (3x) Geopilot P&A 1500 2000 Geopilot 17 /1/2"x13 5/8" Section Geopilot ST 8 1/2" Section Geopilot ST P&A 2500 Geopilot 8 1/2" Section 3000 3500 Geopilot Data Acquisition Geopilot ST Data Acquisition Figur 3.1 Tid- og dybdekurve Prognosed (Contigency ST) Prognosed ALL depths are mmd RKB Tabell 3.2 Operasjonsrekkefølge Brønn Aktivitet Tidsestimat (dager) Akkumulert tid (dager) Rigg Mob 3 3 Grunn gass pilot 36/7-U-1 Grunn gass pilot 2 5 Topphull 36/7-K-1H 42"x30" seksjon 2 7 36/7-K-2H 42"x30" seksjon 2 9 36/7-K-3H 42"x30" seksjon 2 11 36/7-K-4H 42"x30" seksjon 2 13 36/7-K-4H 26"x20" seksjon 4 17 36/7-K-1H 26"x20" seksjon 4 21 36/7-K-3H 26"x20" seksjon 4 25 Geopilot 36/7-K-3H Kjøre BOP 1,5 26,5 17 1/2 Drilling 2,3 28,8 17 1/2 Flat 6 34,8 8 1/2" Drilling 4,2 39 8 1/2" Flat 2 41 Data innsamling 6 47 P&A geopilot 1,5 48,5 Set Kick Off plug 0,5 49 Subsea move off 1,6 50,6 Demob 3 53,6 Ved behov for boring av et eventuelt sidesteg (opsjon) er det estimert 6 dager ekstra med boreaktivitet. 3 Aktivitetsbeskrivelse 14

3.2 Brønndesign Den planlagte brønnkonstruksjonen består av et 4-strengers brønndesign som beskrevet under og vist i Figur 3.3. Med begrepet topphull menes 42" hullseksjon / 30" lederør og 26" seksjon / 20" foringsrør boret fra bunnrammen. Med begrepet geopilot menes 17 1/2" seksjon / 13 5/8" foringsrør, samt 8 1/2" seksjonen. Ved plugging av geopilot beholdes topphullet samt 17 ½" seksjon / 13 5/8" foringsrør til å bli del av en produksjonsbrønn. Grunn gass pilot 9 7/8" hullseksjon Et 9 7/8" hull bores fra lokasjon nær bunnramme for å undersøke om det er grunn gass tilstede. Topphull 42" hullseksjon / 30" lederør Et 42" hull bores fra sjøbunnen, gjennom brønnslissen på bunnrammen på 386m MDRT til 470 m MDRT. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring til planlagt dybde fortrenges hullet med 1,25 sg - 1,50 sg fortrengningvæske. Lederøret (30") settes deretter i hullet og støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes ut til sjøbunn. 26" seksjon / 20" foringsrør Et 26" hull bores fra 470 m MD til 960m MD. Hullet bores med 1,25 sg - 1,50 sg KCl vannbasert borevæske med retur til riggen ved hjelp av et Riserless Mud Recovery (RMR) system. Borekaksen fra seksjonen blir sluppet ut fra riggen. Et 20" foringsrør installeres deretter i hullet og støpes med sement. Sementen vil være et skumbasert sementsystem. Et slikt system er valgt for å opprettholde overbalanse mot formasjonen. Overskytende sement slippes ut til sjøbunn. Etter installering av foringsrøret installeres BOP på brønnhodet over sjøbunnen, og stigerør monteres fra BOP opp til riggen. 30" Conductor Pipe shoe 30" Conductor Pipe shoe Well TD 42" x 30" Section (a) 20" Surface Casing shoe Well TD 42" x 30" Section 26" x 20" Section (b) Figur 3.2 Skisse brønnkonstruksjon topphull 3 Aktivitetsbeskrivelse 15

Geopilot 17 ½" seksjon / 13 5/8" foringsrør Et 17 ½" hull er planlagt boret fra 960 m MD til et gitt dyp innenfor intervallet 2000 m MD til 2100 m MD. Hullet bores med 1,15-1,45 sg tung borevæske med retur til riggen. Etter fullføring av seksjonen installeres det et 13 5/8" foringsrør som støpes på plass med sement. 8 1/2" seksjonen for prøvetaking 8 ½" seksjonen er planlagt boret fra 2052m MD til totalt dyp på 3205m MD, med 1,15-1,35 sg tung borevæske med retur til riggen. Det er forventet at det i reservoaret blir funnet olje slik at væskeprøver kan innsamles med loggeverktøy. Alternativ plan, et 12 ¼" hull er planlagt boret fra TD i 17 ½" seksjon (2052 m MD - 3000 mmd) til 3823 m MD, med 1,15-1,35 sg tung borevæske med retur til riggen. Etter fullføring av seksjonen installeres det 9 5/8" produksjonsrør og støpes med sement. 30" Conductor Pipe shoe 20" Surface Casing shoe 13⅝" Intermediate Casing Shoe Figur 3.3 Skisse brønnkonstruksjon Well TD 36/7-K-3 H (c) Geopilot sidesteg - opsjon 8 1/2" seksjon Hvis det ikke blir påtruffet olje eller påvist tilstrekkelig reservoar egenskaper vil det bli det boret et sidesteg til østlig lokasjon. For geopiloten er dette sidesteget en opsjon dersom det viser seg at det ikke er mulig å få tatt væskeprøver i geopiloten. 3 Aktivitetsbeskrivelse 16

4 Fysisk påvirkning av havbunnen Fysisk påvirkning av havbunnen inkluderer oppankring av borerigg samt utslipp av borekaks og andre faste partikler. En vurdering av konsekvenser knyttet til disse aktivitetene er gitt i påfølgende kapitler. 4.1 Oppankring I forkant av boreoperasjonen på Duva vil åtte anker bli installert på havbunnen. Det planlegges for at riggen skal opereres på DP (dynamisk posisjonering) under boring av grunn gass pilot. Deretter vil boreriggen kobles opp til de forhåndsinstallerte ankerene og boring av topphull og geopilot gjennomføres. Oppankring ved boring av topphull og geopilot vil redusere dieselforbruk og dermed utslipp til luft i forhold til bruk av DP. Oppankring betinger at den lokasjonsspesifikke forankringsanalysen er forenelig med arbeid med rørlegging på havbunnen. Det er ikke forventet negative konsekvenser for miljøverdier ved oppankring da det i Duva-området ikke er identifisert potensielt sensitive habitater som kaldtvannskoraller eller dype havsvampsamfunn (Gardline Environmental Ltd., 2015). 4.2 Borekaks og andre faste partikler Borekaks Beregnede mengder borekaks er vist i Tabell 4.1 og Tabell 4.2. Kaks generert under boring av den øverste topphullsseksjonen vil bli sluppet til sjø på havbunnen. Utslipp på havbunnen vil medføre at borekakset vil sedimentere i nærområdet rundt brønnen, mens hoveddelen av de øvrige tilsatte kjemikaliene vil løses i vannmassene. Et transportsystem for borekaks vil benyttes for å transportere borekaks bort fra borelokasjonen. For 26" seksjonene vil borekakset og boreslammet bli pumpet opp til riggen ved hjelp av RMR og bli separert over vibrasjonssikt (shakere). Borekaks med vedheng av vannbasert boreslam vil deretter bli sluppet ut fra riggen Borekaks med vedheng av vannbasert borevæske vil etter utslipp fra rigg spres og fordeles i vannmassene avhengig av partikkelstørrelse, strømstyrke og retning. Partiklene vil sedimentere i varierende avstand fra borelokasjonen. Erfaringer fra tilsvarende utslipp ved boring med vannbasert borevæske andre steder på sokkelen har vist at konsekvensene vil være kortvarige og begrenset til lokal nedslamming av havbunnen. For 17 1/2" og 8 1/2" seksjonene (som bores med oljebasert borevæske), vil borekakset med vedheng av borevæske bli samlet sammen på vibrasjonsristen, og deretter sendt til land for forsvarlig behandling som farlig avfall. Tabell 4.1 Estimert mengde borekaks per seksjon for boring av grunn gass pilot, topphull og geopilot Duva Brønnseksjon Lengde (m) Type borevæske Borekaks (tonn) Disponering 9 7/8" (grunn gass pilot) 600 Vannbasert 85 Utslipp til sjø 42" 4 x 60 Vannbasert 452 Utslipp til sjø 26" 3 x 520 Vannbasert 1530 Utslipp til sjø 17 1/2" 1100 Oljebasert 488 Ilandføring 8 1/2" 1170 Oljebasert 122 Ilandføring Totalt (tonn) 2677 Totalt til sjø (tonn) 2067 Totalt til sjø (m3) 795 Tabell 4.2 Estimert mengde borekaks per seksjon for boring av sidesteg (opsjon) Brønnseksjon Lengde (m) Type borevæske Borekaks (tonn) Disponering 8 1/2" (sidesteg- opsjon) 925 Oljebasert 97 Ilandføring 4 Fysisk påvirkning av havbunnen 17

Kaksspredningsanalyse er ikke utført for Duva siden det ikke er påvist koraller eller andre sensitive habitater i nærområdet til brønnen. Det er ikke forventet noe negativ påvirkning på fisk eller bunnsamfunn som følge av utslipp av kaks og vannbasert borevæske med lavt organisk innhold og lav toksisitet. Sement Sementering av topphullseksjonene vil som vist i tabell i kap 11.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier vil medføre et totalt utslipp på opptil 320 tonn sementkjemikalier til sjø. Sementkjemikaliene som slippes ut vil delvis sedimentere raskt i nærområdet rundt brønnen, mens mindre partikler kan fraktes lenger avsted. Noen av komponentene er vannløselige og vil fortynnes og løses i vann ved utslipp. Utslipp av borekaks med vedheng av vannbasert borevæske og sement fra produksjonsboring på Duva er oppsummert vurdert å medføre små og forbigående konsekvenser for bunnfauna i form av lokal nedslamming begrenset til nærområdene rundt borelokalitetene. 4 Fysisk påvirkning av havbunnen 18

5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 5.1 Sammendrag av omsøkte utslipp Et sammendrag av omsøkte mengder forbruk og utslipp fordelt på kjemikaliegrupper er vist i Tabell 5.1. En detaljert oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier fremgår av tabeller i 11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier. Kjemikaliemengder er beregnet ut fra informasjon fra HOCNF som er tilgjengelig i databasen NEMS Chemicals. Kjemikalier i gul kategori er valgt dersom det ikke er tilgjengelig produkter i grønn/plonor kategori som er teknisk akseptable. Det foreligger ingen planer om utslipp av kjemikalier i kategorien sort eller rød. Det er ikke benyttet kjemikalier i kategori gul Y3. En miljøvurdering av kjemikalier i kategori gul Y2 og rød er gitt i kapittel 5.1.1 Miljøvurdering av kjemikalier. Tabell 5.1 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier på Duva Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønne Gule Røde Grønne Gule Vannbasert borevæske 1 736,1 98,0 1 736,1 98,0 Oljebasert borevæske 1 755,8 992,8 13,2 Sementkjemikalier 2 814,8 229,8 279,0 24,1 Hjelpekjemikalier 4,6 0,7 4,6 0,5 Tabell 5.2 Omsøkt forbruk og utslipp av kjemikalier sidesteg (opsjon) Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Grønne Gule Røde Grønne Gule Oljebasert borevæske 208,8 208,5 2,5 Sementkjemikalier 318,6 15,6 16,8 0,9 5.1.1 Miljøvurdering av kjemikalier Neptune Energy legger vekt på å velge kjemikalier som gir minst mulig miljøskade ved utslipp til sjø. Fokus er å velge kjemikalier basert på vurdering av beste tilgjengelige teknikker (BAT), teknisk ytelse, erfaring fra drift, hensyn til helsefaktorer og miljømessige hensyn (beste miljøpraksis - BEP). Kategoriseringen av kjemikalier og stoffer i kjemikaliene som planlegges benyttet under boringen er gjennomført på bakgrunn av økotoksikologisk dokumentasjon i form av HOCNF og er utført i henhold til aktivitetsforskriften 62 og 63. Omsøkte kjemikalier er vurdert opp mot HOCNF data mottatt fra de ulike kjemikalieleverandørene via databasen NEMS Chemicals. Den økotoksikologiske informasjonen fra HOCNF-databladene er benyttet til å vurdere stoffenes kategori (svart, rød, gul eller grønn) i henhold til aktivitetsforskriften 63 og til å utføre en miljørisikovurdering. Gule kjemikalier er i tillegg kategorisert på bakgrunn av forbindelsene som dannes ved nedbrytning av kjemikaliet (Y1, Y2, Y3). Inndelingen av gule komponenter i underkategorier er basert på SKIM-veiledningen. Kjemikalier kategorisert som grønne, gule og gule Y1 er alle fullt akseptable kjemikalier som utgjør veldig lav miljørisiko. Gule Y2 kjemikalier medfører også lav miljørisiko, mens gule Y3 medfører moderat miljørisiko - begge kategorier vurderes for substitusjon og har spesiell fokus. Kjemikalier i rød og svart kategori medfører hhv. høy og veldig høy/alvorlig miljørisiko, og skal, i henhold til Neptune Energys interne prosedyrer, unngås brukt. En miljøvurdering av omsøkte produkter i kategoriene gul Y2 og rød er gitt i tabell Tabell 5.3. Kjemikalier i grønn, gul og gul Y1 kategori er ikke med i tabellen da miljørisiko ved bruk av disse kjemikaliene er vurdert som lav. 5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 19

Tabell 5.3 Miljøvurdering av kjemikalier Miljøkategori Borevæskekjemikalier Sementkjemikalier Hjelpekjemikalier Produkt Miljøvurdering One-Mul NS Gul Y2 One-Mul inneholder et langkjedet fettsyrederivat og tilsettes oljebasert borevæske for å sikre stabilitet og brønnkontroll. Kjemikaliet er lite giftig for vannlevende organismer og middels nedbrytbart. Noe potensial for bioakkumulering. Truvis Gul Y2 Produktet består av kvartære ammoniumsforbindelser og har en moderat nedbrytning. Forventes å biogradere til stoff som ikke er miljøfarlige. Er ikke giftig for vannlevende organismer. Versatrol M Rød Produktet består av en komponent som ikke har potensial for bioakkumulering, men som brytes sakte ned i marint miljø. Svært lite giftig. Halad-300L NO Halad-350L NO Gul Y2 Gul Y2 Inneholder omlag 7 % virkestoff, resten er ferskvann og brukes under sementering. I det gule stoffet er en liten andel et biocid, som skal forhindre vekst av mikrober. Selv om biocidet er giftig ovenfor alger og skalldyr, er biocidet biologisk nedbrytbart. Det resterende andel gult stoff i kjemikalet er ikke giftig og ikke bioakkumulerende, men det brytes langsomt ned. Akutt miljøeffekt av utslippet av dette kjemikalet vil i fortynnet tilstand være lav, men vil medføre noe utslipp av polymerer med lav bionedbrytbarhetsevne (Y2). Produktet er lett biologisk nedbrytbart og løselig i vann. Forventes ikke å bioakkumulere. Inneholder tre stoff i gul kategori, ingen av disse har potensiale for bioakkumulering. SCR-100L NS Gul Y2 Benyttes som retarder i sementering. Produktet har moderat bionedbrytbarhet og dermed på substitusjonslisten. For øvrig er kjemikaliet biologisk inert ved å ikke bioakkumulere eller være giftig slik at miljørisiko vil være knyttet til marin kontaminering. Produktet brukes i sementblandinger og blir fanget i herdet sement slik reell miljøeksponering er liten. Jet-Lube HPHT Thread Compound Gul Y2 Produktet består av organiske og uorganiske gule stoffer samt grønne stoffer. Det gule organiske stoffet har lavt potensiale for bioakkumulering og har moderat bionedbrytbarhet. Nedbrytningsprodukter vil raskt biodegradere til forbindelser som ikke er miljøfarlige. Er ikke giftig for marine organismer. Begrunnelse for bruk av kjemikalier i gul Y2 og rød kategori Komponenten som er klassifisert Y2, må benyttes for å ha kontroll på mudstabilitet og stabil sikre stabil trykkolonne i brønnen. Komponenten som er klassifisert Y2, må benyttes på grunn av temperaturen i brønnen og sikre kontroll for sig stabilitet og hullrensing. Komponenten som er klassifisert rødt må benyttes på grunn av temperaturen i brønnen, og stabilitet for å sikre kontroll på potensiell væsketap til formasjonen. Kjemikaliets funksjon er å hindre tapt sirkulasjon. Det er ikke identifisert et egnet produkt for substitusjon. Kjemikaliet er nødvendig for å redusere faren for tap av sement under pumpejobber. Det er ikke identifisert et egnet produkt for substitusjon. SCR-220L (gul Y1) vil delvis kunne erstatte SCR-100 L NS og bruken av kjemikaliet er økende. Bruk av SCR-200L vil kreve et sterkere dispergeringsmiddel enn hva som finnes på markedet i dag. Arbeid pågår for å finne dette. Valgt ut fra tekniske egenskaper. Til bruk ved boring med oljebasert borevæske og dermed ingen utslipp til sjø. 5.1.2 Substitusjon Ved kontraktsinngåelse og gjennom de ulike fasene av brønnarbeidet vil Neptune Energy følge opp leverandørene med hensyn til valg av kjemikalier, substitusjon eller utfasing av farlige kjemikalier som går til utslipp. Leverandørene har selv utarbeidet substitusjonsplaner for sine kjemikalier (i svart, rød eller gul Y2/Y3 kategori) og Neptune Energy vil i samarbeid med dem gjøre nødvendige vurderinger om mulighet for substitusjon eller utfasing. Videre er det utarbeidet prosesser for boreriggen knyttet til både substitusjon og kvalitetssikring av kjemikalier mhp. boretekniske problemstillinger og den totale miljøgevinsten. En substitusjonsplan for boreriggen vil bli utarbeidet. 5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 20

Under de omsøkte Duva-operasjonene vil det kun brukes og slippes ut kjemikalier i gul og grønn miljøkategori. Av disse kjemikaliene er størst miljørisiko knyttet til kjemikalier i kategori gul Y2, dvs. produkter som brytes langsomt ned og gir opphav til stabile komponenter som ikke er farlige for miljø. Disse kjemikaliene vurderes som akseptable, men Neptune Energy har fokus på denne type produkter som et en del av føre-var prinsippet. Y2-kategorien utgjør 0,7 % av det totale utslippet av kjemikalier kategorisert som gule, 0,00002 % av totalt utslipp. Videre vil det benyttes røde og svarte stoffer i forbindelse med hhv. oljebasert borevæske og i lukkede system. Disse stoffene vil ikke slippes ut til sjø. 5.2 Bore- og brønnkjemikalier 5.2.1 Borevæskekjemikalier Grunn-gass pilot er planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen. Grunn-gass pilot er planlagt plugget med sement. For topphull er 42"-seksjonen planlagt boret med sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til havbunnen. 42"- hullet vil bli fortrengt til vannbasert borevæske før kjøring av brønnhode med 30" foringsrør som sementeres på plass. 26"-seksjonen er planlagt boret med vektet vannbasert sjøvann og høyviskøse piller av bentonitt med retur til riggen ved hjelp av RMR og utslipp av kaks fra boreriggen. 26"-hullene vil bli fortrengt med egnet vannbasert borevæske før kjøring av 20" foringsrør som sementeres på plass. Geopilot er planlagt boret med oljebasert borevæskesystem. Nærliggende brønner har vist tilstedeværelse av reaktiv leire i Rogaland formasjonen. Erfaringer fra nærliggende Gjøa borekampanje har påvirket beslutningen. I tidlige faser av Gjøa borekampanje ble det brukt vannbasert borevæske, men hull/skifer ustabilitet var blant problemer som ble observert (Gjøa 36/7 E-4H, F-1H), og som en konsekvens ble borevæskesystem endret til oljebasert for alle de påfølgende brønnene i Gjøa sin borekampanje. Rester av oljebasert slam vil ligge igjen i geopiloten etter plugging med sement. MI-Swaco er valgt som leverandør av borevæsker. En oversikt over omsøkte mengder forbruk og utslipp av borevæske er vist i Tabell 5.1. Tabeller i kapittel 11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier viser beregnet forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbaserte og oljebaserte borevæsker, samt gir en oversikt over andelen av grønne, gule og røde stoffer. En miljøvurdering av borevæskekjemikalier i kategori gul Y2 og rød, og begrunnelse for bruk, er gitt i Tabell 5.3. Komponentene i den valgte Versatec oljebaserte borevæske består av en rekke produkter som vist i tabell 11.2 Planlagt forbruk av oljebasert borevæske. Mengden røde kjemikalier som skal benyttes er i størrelsesorden 0,5 vekt%, mens mengden gule produkter utgjør omtrent 35-40 vekt%. Resterende er grønne produkter, i hovedsak vektmaterialet barytt. Utslipp av borevæske skal i størst mulig grad begrenses ved gjenbruk og resirkulering. Borevæske brukt i brønn kan under operasjoner kontamineres med sement eller additiver slik at borevæsken havner utenfor spesifikasjonen og ikke kan rekondisjoneres for gjenbruk. Borekaks med vedheng av oljebasert borevæske som renses og samles opp på riggen vil bli sendt til godkjent avfallsmottak på land. Dersom det under boring oppstår vesentlige utfordringer (hullrenskning, fastkjørt borestreng, brønnustabilitet osv.), er det identifisert beredskapskjemikalier som vil bli benyttet i boreslammet. For detaljer om beredskapskjemikalier, se kap 12 Vedlegg B - Beredskapskjemikalier. 5.2.2 Sementkjemikalier I bore- og brønnoperasjoner benyttes sement hovedsakelig for å fundamentere lederør og brønnhodet ved havbunnen, samt støpe fast fôringsrør slik at det oppnås trykkisolering mellom de forskjellige formasjonene som man borer gjennom. Hovedkomponentene i sementblandingen er sement og vann. I tillegg er det nødvendig å tilsette forskjellige kjemikalier for å tilpasse de fysiske og kjemiske egenskapene til både sementblandingen og den ferdig herdede sementen. Disse kjemikaliene omtales som additiver og tilsettes vanligvis i vannet som blandes med sementen. Når man lager en sementblanding på riggen er det en rekke væsker som blandes med sement i en jevn strøm, samtidig som den ferdige 5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 21

blandingen pumpes ned i brønnen. Når blandingen er plassert i brønnen, vil sementen størkne. Det er kun planlagt bruk av kjemikalier i gul og grønn miljøkategori, hvorav tre av de gulklassifiserte produktene har en andel Y2 komponent. Sement vil under boring av brønnen komme i retur til sjøbunn ved plugging av grunn gass pilot og sementering av 30 " lederør og 20" overflatefôringsrør. Det er planlagt med et overskudd av sement på 300 prosent for sementering av 30 " lederør og 150 prosent overskudd for sementering av 20" overflatefôringsrør. Overskuddet av sement er nødvendig for å sikre tekniske krav som gir brønnhodet den strukturelle støtte det kreves for operasjonen. Det er dette sementvolumet som utgjør hoveddelen av utslippene til sjø. Volumet av sement som brukes er avhengig av faktisk hullstørrelse og sementvolum brukt på selve jobben. Et estimat av dette volumet har blitt beregnet etter erfaringsdata og gjeldende prosedyrer. Sementering av 13 5/8" fôringsrør vil ikke bli sementert opp til sjøbunn. Derfor vil det ikke bli utslipp av sement fra disse seksjonene, men vaskevann med rester av sement og sementkjemikalier vil slippes ut til sjø. Det samme gjelder foringsrør i 12 1/4" alternativ plan. Dette volumet er også inkludert i søknaden. Følgende forutsetninger er lagt til grunn for å beregne utslippsmengder til sjø: - Ved sementering av topphullsseksjonene (lederør og overflatefôringsrør) er det lagt til grunn et utslipp av sement på cirka 50 prosent av hullvolumet for lederøret og 25 prosent av hullvolumet for overflatefôringsrøret som følge av retur til sjøbunn. - Utslippsmengdene inkluderer også utslipp av vaske- og blandevann for hver jobb. Dette volumet kommer som følge av spyling av liner, forskyvningstank og miksekar, samt vasking av sementenheten. Utslippsmengden er basert på erfaringsmessige forhold, og rutiner er etablert for å redusere utslipp av blandevann mest mulig. -I utslippsmengden for sement er det også inkludert et mulig utslipp av tørr sement. Denne utslippsmengden er grunnet fjerning av sement fra "surgetanken" etter jobben for å hindre den i å stivne. Så langt det er praktisk mulig blir mesteparten av mengden tørr sement samlet opp for gjenbruk eller sendt til land. Halliburton er valgt som leverandør av sementkjemikalier. Tabeller i 11.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier gir detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av sementkjemikalier, samt oversikt over andelen av grønne og gule stoffer. En miljøvurdering av kjemikalier i kategori gul Y2, samt begrunnelse for bruk, er gitt i tabell Tabell 5.3. 5.2.3 Hjelpekjemikalier Forbruk og utslipp av riggkjemikalier på Deepsea Yantai omfatter BOP-kontrollvæske, riggvaskemiddel, gjengefett og vannbehandlingskjemikalier. I tillegg brukes det kjemikalier i lukkede systemer samt brannskum. Mengden kjemikalier som planlegges forbrukt og sluppet ut fra Deepsea Yantai er estimert ut fra de planlagte operasjonene og boreriggens tekniske utstyr, samt lengste og "worst-case" operasjon for brønnen (54 dager pluss 6 dager for et eventuelt sidesteg). Tabell i 11.4 Planlagt forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier gir en detaljert oversikt over beregnet forbruk og utslipp av hvert enkelt riggkjemikalie. Smøremidler som ikke medfører utslipp, og som dermed ikke har krav til HOCNF ihht 62 i aktivitetsforskriften, er ikke inkludert. BOP-kontrollvæske BOP-væske benyttes ved trykksetting, aktivering og testing av ventiler og systemer på BOP (utblåsningsventil). Det planlegges for bruk av Erifon HD603HP, kategorisert som gult. MEG vil fungere som frostvæske. Alt forbruk av BOP-væske og MEG vil slippes til sjø. Riggvaskemiddel Vaske- og rengjøringskjemikalier brukes til rengjøring av dekk, tanker og olje-/fett-holdig utstyr m.m.. Vaskemidlene er overflateaktive væsker som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann. Vaskemiddel som planlegges benyttet på Deepsea Yantai er Microsit Polar, kategorisert som gult. Alt brukt vaskemiddel vil slippes til sjø etter at vannet er renset i renseanlegget (se 5.3 Utslipp av oljeholdig vann) 5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 22

Gjengefett Gjengefett benyttes som smøring ved sammenkobling av borestreng, foringsrør og marine stigerør for å beskytte gjengene, og for å sikre korrekt sammenkobling slik at farlige situasjoner unngås. Valg og bruk av gjengefett foretas etter vurdering av beste tilgjengelige teknologi (BAT), inkludert teknisk ytelse, erfaring fra drift, hensyn til helsefaktorer og miljømessige hensyn. For borestreng og stigerør planlegges det å bruke gjengefettet Jet-Lube NCS 30 ECF, kategorisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. For foringsrør planlegges det å bruke gjengefettene Jet-Lube Seal Guard ECF (topphull) og Jet-Lube HPHT Thread Compund (geopilot), kategorisert som hhv. gult og gult Y2 med hensyn til miljøpåvirkning. Utslippet av gjengefett anslås til 10% av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Ved boring med oljebasert borevæske vil overskytende gjengefett følge borekaks til rigg og bli sendt i land. Det vil dermed ikke være utslipp av gjengefett ved boring med oljebasert borevæske. Brannskum Kjemikalier i brannvannsystemet inngår som beredskapskjemikalier på riggen. I brannsystemet om bord på Deepsea Yantai planlegges det benyttet RE-HEALING RF1-AG, 1% Foam Concentrate. Det skal ikke søkes om utslippstillatelse for beredskapskjemikalier, men produktet er vurdert og godkjent ihht interne krav og Aktivitetsforskriften 62-64. Kjemikaliet innehar HOCNF og er klassifisert som gult. Et eventuelt forbruk og utslipp av brannskum på riggen vil være i forbindelse med testing av systemet eller utløsning av anlegget ved en reell hendelse og vil bli registrert og rapportert. Kjemikalier i lukkede systemer Det er gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede systemer som omfattes av Aktivitetsforskriften 62 og kravet om HOCNF ut fra et forventet årlig forbruk høyere enn 3000 kg per år per innretning, inkludert første oppfylling samt utskiftning av all væske i systemet. På boreriggen Deepsea Yantai er det to kjemikalier som kommer inn under dette kravet: Hyspin AWH-M 46 og Alpha SP150. For boreoperasjonen som inkluderer boring av topphull og geopilot vil forbruket være mindre enn 3000 kg. Kjemikalieproduktene som benyttes i de lukkede systemene vil under normale omstendigheter ikke slippes ut. Avhending av disse produktene ved utskiftning gjøres i henhold til plan for avfallshåndtering og de spesifikke kravene som er gitt for avfallsbehandling. Vannbehandlingskjemikalier Det planlegges for bruk og utslipp av to kjemikalier til behandling av oljeholdig vann, Rena Clean A og Rena Clean B. Begge har gul miljøklassifisering. 5.2.4 Beredskapskjemikalier Av tekniske og operasjonelt sikkerhetsmessige årsaker kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse dersom det skulle oppstå uventede situasjoner av bore- eller brønnteknisk art. Dette er kjemikalier som ikke er planlagt brukt, men som kan bli nødvendig under operasjonen. Det er etablert operasjonelle prosedyrer gitt et behov for disse kjemikaliene. En oversikt over beredskapskjemikalier knyttet til boring på Duva-feltet er gitt i kapittel 12 Vedlegg B - Beredskapskjemikalier. Det skal ikke søkes om utslippstillatelse for beredskapskjemikalier og forbruk av disse kjemikaliene vil gå utover det som er omsøkt av planlagte kjemikalier. Produktene er vurdert og godkjent i henhold til interne krav og Aktivitetsforskriften 62 og 64, og HOCNF er tilgjengelig i databasen NEMS Chemicals. Et eventuelt bruk og utslipp av beredskapskjemikalier vil bli rapportert i den årlige utslippsrapporten til Miljødirektoratet. 5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 23

5.3 Utslipp av oljeholdig vann Riggen har installert en RENA slopbehandlingsenhet. Alle drainsystemer har doble barrierer, inkludert sementenhet. Åpen drain blir ledet gjennom oppsamlingstanker, hvor to sensorer i hver tank måler oljeinnholdet. Ved oljeinnhold >15 ppm lukkes den doble overbordventilen og drenasjevannet ledes til olje-vann separator. Vann fra boreområder og andre områder hvor det kan forekomme vann med hydrokarboner er knyttet til et lukket avløpssystem og rutes til slop tank og videre til RENA slop behandlingsenhet som renser slop og sikrer <15 ppm oljeinnhold før utslipp til sjø. Måleprogram for boreriggen som inkluderer måling og beregning av utslipp til sjø vil bli utarbeidet før oppstart boreoperasjoner. 5 Planlagt forbruk og utslipp til sjø 24

6 Utslipp til luft Utslipp til luft omfatter avgasser fra kraftgenerering i form av forbrenning av diesel. Kraft genereres ved hjelp av dieseldrevne motorer og kjeler. Kvantifisering av direkte utslipp av metan og nmvoc i forbindelse med ferdigstilling av brønnbaner i henhold til håndbok (Norsk olje og gass, 2019) er ikke inkludert i denne søknaden da ingen brønnbaner ferdigstilles ved denne boreoperasjonen. Søknad om utslipp av metan og nmvoc i forbindelse med boreoperasjoner vil bli inkludert i søknad om boring av produksjonsbrønner på Duva-feltet. Neptune Energy vil søke om tillatelse til kvotepliktige utslipp i god tid før oppstart av boreoperasjonen. 6.1 Utslipp ved kraftgenerering Utslipp til luft i forbindelse med planlagt operasjon vil omfatte avgasser fra kraftgenerering av dieseldrevne motorer og kjeler ombord på Deepsea Yantai. Energianlegget om bord på Deepsea Yantai omfatter 6 dieselmotorer (generatorer) og 2 kjeler med en total ytelse på 45,6 MW. Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på Deepsea Yantai er estimert til 45 m 3 /dag på DP og 28 m 3 /dag ved oppankring (og bruk av POSMOOR). Fra boreoperasjonene på Duva vil det være utslipp til luft under normal drift. Oversikten inkluderer ikke utslipp som følge av maritim drift av boreriggen, som er regulert gjennom internasjonale maritime avtaler (IMO-krav). Beregnet utslipp til luft fra kraftgenerering under boreoperasjonene er vist i Tabell 6.1. Tabell 6.1 Estimert utslipp til luft ved boring av topphull og geopilot Duva Aktivitet Varighet (dager) Dieselforbruk (tonn) Forbruk per døgn 25 Boring av grunn gass pilot, topphull og geopilot CO2 (tonn) NOx (tonn) nmvoc (tonn) SOx (tonn) 54 1365 4328 72,4 6,8 1,4 Boring av sidesteg (opsjon) 6 144 455 7,6 0,7 0,1 Totalt (inkl. sidesteg) 60 1509 4784 80,0 7,5 1,5 For beregning av utslipp til luft er Norsk olje og gass standardfaktorer benyttet for estimering av utslipp, med unntak av NO X som er oppgitt med faktor basert på 3-19-9 i Forskrift om særavgifter (Finansdepartementet, 2019). Følgende utslippsfaktorer er benyttet: CO2: 3,17 tonn/tonn diesel NOx: 53 kg/tonn nmvoc: 0,005 tonn/tonn diesel SOx: 0,001 tonn/tonn diesel Måling og kontroll av dieselforbruket på Deepsea Yantai vil gjøres i henhold til måleprogrammet for riggen. Måleprogram for boreriggen vil bli utarbeidet før oppstart boreoperasjoner for Neptune Energy. 6 Utslipp til luft 25

7 Energiproduksjon og energieffektivitet I henhold til Neptune Energys HMS retningslinjer (Figur 2.2) jobber Neptune Energy kontinuerlig med å forbedre energieffektiviteten i selskapet, og har implementert et energistyringssystem ihht ISO 50001 og NORSOK S-003. Energipolitikken (Figur 7.1) gjelder for drift, design og modifikasjoner av innretninger for boring og produksjon av petroleum, inkludert rørledninger, hvor Neptune Energy er operatør på norsk kontinentalsokkel. Neptune Energy er gjennom energipolitikken forpliktet til å: Overholde gjeldende standarder og forskrifter, samt eventuelle andre relevante krav, vedrørende energiforbruk og effektivitet. Integrere energiledelse i selskapets styringssystem for kontinuerlig, systematisk og målrettet vurdering av tiltak som kan implementeres for å oppnå den mest energieffektive produksjonen og driften. Energistyringssystemet skal inneholde en strategi for fakling. Vurdere og, hvis teknisk gjennomførbart uten urimelige kostnader, implementere tiltak for å redusere energiforbruket ved å redusere energibehovet, optimalisere egen energiproduksjon og øke utnyttelsen av overskuddsenergi. Vurdere og identifisere designvalg som i utbyggings- og modifikasjonsprosjekter gir mulighet for energieffektiv drift og minimerer energibehovet over prosjektets levetid. ENERGY POLICY Consistent with the HSE Policy Neptune Energy is constantly striving to improve the energy efficiency in the company. Neptune Energy supports the improvement of performance in the areas of energy and greenhouse gas emissions, by implementing energy management system (EnMS) in compliance with ISO 50001 and NORSOK S-003 in our governance. This policy relates to operations, design and modifications of installations for offshore drilling and production of petroleum, including pipelines, for which it is the operator on the Norwegian Continental Shelf. All personnel working on behalf of Neptune Energy Norge AS shall comply with this policy and consider energy impact and opportunities for improvement to their scope of work. Neptune Energy is committed to: 1. Comply with applicable standards and regulations, as well as any other requirements to which Neptune Energy subscribes, concerning energy use, consumptions and efficiency. 2. Integrate energy management in the company's management system for continuous, systematic and targeted assessment of measures that can be implemented to achieve the most energy-efficient production and operation. The energy management system shall include a flaring strategy. 3. Assess and, if technically feasible and not incurring unreasonable costs, take measures to reduce energy consumption by reducing energy demand, optimizing own energy production and increasing utilization of surplus energy. 4. Assess and identify design choices of installations during development and modifications projects that will allow for energy efficient operations and minimize the energy demand over the entire lifetime of the project. 5. Communicate the strategic and operational objective to obtain a better energy efficiency and establish clear roles and responsibility for the implementation of the EnMS within the company. 6. Monitor and analyze the energy consumption systematically, for the identification and implementation of measures to increase energy efficiency through setting of energy objectives and targets in operations and projects. 7. Support the purchase of energy-efficient products and services, and design for energy performance improvement. 8. Provide adequate resources to ensure systematic management of energy, in order to development of an energy awareness culture and competence within our organization. Per Langhaug HSEQ Manager Norway Neptune Energy Figur 7.1 Neptune Energy Energy Policy Kommunisere det strategiske og operasjonelle målet for å oppnå bedre energieffektivitet og etablere klare roller og ansvar for implementeringen av energistyringssystemet innen selskapet. Definere mål relatert til energi i drift og prosjekter og deretter systematisk overvåke og analysere energiforbruket for å identifisere og gjennomføre tiltak for å øke energieffektiviteten. Støtte anskaffelse av energieffektive produkter/tjenester/design som medfører forbedring av energiforbruket. Ha tilstrekkelig med ressurser tilgjengelig for å sikre systematisk energistyring samt utviklinging av kompetanse og en kultur for energibevissthet innenfor organisasjonen. Alt personell som arbeider på vegne av Neptune Energy Norge AS skal overholde denne energipolitikken og vurdere energipåvirkning og muligheter for forbedring innenfor eget arbeidsområde. Odfjell Drilling har implementert energiledelse i sin HMS Policy og sine Environmental Principles. I tillegg er energiledelse identifisert som en av hovedprioriteringene i selskapets HSEQ program for 2019. Det vil bli utarbeidet en riggspesifikk energiledelsesplan for Deepsea Yantai. Målet for planen er å optimalisere energiytelse og redusere driftskostnader ved å aktivt og ansvarlig styre energiforbruk på riggen. 7 Energiproduksjon og energieffektivitet 26

8 Avfallshåndtering I forbindelse med boreoperasjonene vil generert avfall bli kildesortert, og det vil være generell fokus på avfallsreduksjon. NOROG sine retningslinjer for avfallsstyring (Norsk olje og gass, 2018) vil bli benyttet ved håndtering av alt avfall. Det vil bli utarbeidet en installasjonsspesifikk avfallsplan for riggen. Prinsippet om reduksjon av avfallsmengder ved kilden vil bli fulgt, og det anslås at >90% av avfallet blir sortert. Næringsavfall og farlig avfall vil bli håndtert i henhold til Forskrift om gjenvinning og behandling av avfall (Klima- og miljødepartmentet, 2018). Gjenbruk av materialer og borevæsker vil bli gjennomført hvor det er mulig og avfall generert om bord vil bli sortert i containere og levert til land for følgende typer avfall: Trevirke Metall Papp og papir Plast Glass Matbefengt/brennbart Restavfall EE-avfall Farlig avfall Kaks med vedheng av oljebasert borevæske Sanitært avløpsvann behandles og slippes til sjø. Våtorganisk avfall (matavfall) kvernes og slippes til sjø. Kaks med vedheng av oljebasert borevæske vil bli håndtert av borevæskeleverandør MI-Swaco. Kaksen blir sendt i dedikerte avfallskontainere til land for forsvarlig og forskriftsmessig behandling. Alt annet avfall vil bli sendt til land til godkjente avfallsmottak. Neptune Energy har en basekontrakt med Saga Fjordbase og avfallskontraktør er SAR. SAR skal sørge for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontrakt. 8 Avfallshåndtering 27

9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning Dette kapittelet omfatter et sammendrag av miljørisiko- og beredskapsanalysen for Duva Geopilot i PL636 (Akvaplan-Niva, 2019), samt Neptune Energy sitt forslag til beredskap mot akutt oljeforurensning. 9.1 Krav om miljørisiko- og beredskapsanalyse Regelverkskrav til miljørettede risiko- og beredskapsanalyser ved akutt oljeforurensning er ivaretatt i analysene for Duva Geopilot. Spesielt relevante deler er: Forurensningslovens 40 om beredskap og 41 om beredskapsplaner Styringsforskriftens 16, som blant annet beskriver krav til analyser, kriterier for oppdatering og sammenheng mellom analyser Styringsforskriftens 17, om risikoanalyser og beredskapsanalyser Rammeforskriftens 11, om prinsipper for risikoreduksjon, 20 om samordning av beredskap til havs, 21 om samarbeid om beredskap samt 48 om plikten til å overvåke og fjernmåle det ytre miljøet Aktivitetsforskriftens kapittel 10, om overvåkning av det ytre miljøet, som også omhandler overvåkning relevant for akutte utslipp Aktivitetsforskriftens kapittel 13, om beredskap 9.2 Gjennomførte analyser For Duva geopilot er det gjennomført en miljørisiko- og beredskapsanalyse (Akvaplan-niva, 2019). Analysene av miljørisiko og beredskapsbehov er gjennomført iht. Norsk olje og gass sine veiledninger for denne typen analyser (OLF, 2007 og Norsk olje og gass, 2013). Analysene er gjennomført på en transparent og etterprøvbar måte. 9.3 Akseptkriterier og ytelseskrav Neptune Energy har utarbeidet akseptkriterier for miljørisiko, samt ytelseskrav for oljevernberedskapen som er anvendt i analysen av beredskapsbehov og dimensjoneringen av beredskapsnivået. Akseptkriterier for miljørisiko Akseptkriteriene angir en akseptgrense for frekvensen av miljøskade i ulike alvorlighetskategorier. Prinsippet som anvendes er at restitusjonstiden skal være ubetydelig i forhold til forventet frekvens av en hendelse som fører til miljøskade. Dermed aksepteres lavere sannsynlighet for at hendelser som kan føre til miljøskade i de høyere konsekvenskategoriene inntreffer, se Tabell 9.1. Miljørisiko som overstiger selskapets akseptkriterier vurderes som miljømessig uakseptabel og risikoreduserende tiltak skal da gjennomføres. Selv om miljørisikoen ikke overstiger akseptkriteriet, skal miljørisiko reduseres etter ALARPprinsippet (As Low as Reasonably Practicable), med hovedfokus på tiltak som reduserer sannsynligheten for en hendelse. Tabell 9.1 Neptune Energys akseptkriterier for aktiviteten Konsekvenskategori Betegnelse Mindre Moderat Betydelig Alvorlig Varighet av miljøskade 0,1-1 år (1) 1-3 år (3) 3-10 år (10) > 10 år (20) Operasjonsspesifikt akseptkriterium (p. operasjon) 1,00 x 10-3 2,50 x 10-4 1,00 x 10-4 2,50 x 10-5 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 28

Ytelseskrav for oljevernberedskap Neptune Energy har etablert ytelseskrav for oljevernberedskap som angitt i Tabell 9.2. Disse danner grunnlaget for beredskapsanalysen. Tabell 9.2 Neptune Energys ytelseskrav til oljevernberedskap for Duva geopilot Element Effektkrav Kommentar Dimensjonerende hendelse Tap av brønnkontroll. Utblåsning med olje Dimensjonerende rate Vektet utstrømningsrate (letebrønn) Tall fra den brønnspesifikke utblåsningsanalysen Deteksjon av forurensning Innen 3 timer Barriere 0 (installasjon) Første aksjonsplan Innen 2 timer Sendes til Kystverket Kartlegging Kapasitet i barriere 1 og 2 Responstid for system #1 Responstid for full barriere Kapasitet i barriere 3 og 4 (kystnær beredskap) Responstid for systemene i barriere 3 og 4 Kapasitet i barriere 5 (strandrensing) Responstid for systemene i barriere 5 Miljøundersøkelser Kartlegging bla. mht. utbredelse, drivretning og utslippsmengde skal settes i gang snarest mulig etter at den akutte forurensingen er oppdaget. Tykkelsesfordeling på oljeflak på havoverflaten skal kartlegges Kunne håndtere den emulsjonsmengden som kan tilflyte barrieren ved vektet utstrømningsrate Operasjonsavhengig. Best oppnåelig responstid Operasjonsspesifikk. Innen 95-prosentil av korteste drivtid til land Operasjonsspesifikk. Kunne håndtere den emulsjonsmengden som kan tilflyte barrieren etter at effekten av forutgående barriere er lagt til grunn. Innen 95-prosentil av korteste drivtid til land, iht. operasjonsspesifikke oljedriftssimuleringer Operasjonsspesifikk. Kunne håndtere den emulsjonsmengden som kan tilflyte barrieren etter at effekten av forutgående barriere er lagt til grunn. Personell og utstyr skal være tilgjengelig innen 95- prosentil av korteste drivtid Snarest mulig og senest innen 48 timer etter at forurensningen ble oppdaget Aktivitetsforskriften 73 Avhengig av oljeegenskaper og miljørisiko, samt kost/ nyttevurdering Komplett barriere 1 Aktivitetsforskriften 73 Aktivitetsforskriften 73 Gjelder prioriterte områder 9.4 Lokasjon og tidsperiode Brønnens geografiske plassering er nærmere beskrevet i 2.3 Lokasjon. De dominerende strømforholdene i området vil medføre at influensområdet for et eventuelt større utilsiktet oljeutslipp i hovedsak vil ligge i Norskehavet og nordlige deler av Nordsjøen. Simuleringer av oljens drift og spredning er gjennomført for hele året, for alle utstrømningsrater og -varigheter. Resultatene presenteres separat for hver av de fire sesongene vinter (desember-februar), vår (mars-mai), sommer (juniaugust) og høst (september-november). 9.5 Egenskaper til referanseoljen Basert på vurderinger av reservoaregenskaper og kunnskap fra boringen av letebrønn 36/7-4 i 2016 har Neptune Energy, i tråd med anbefalingene fra SINTEF, valgt Pil som referanseolje for denne miljørettede risikoanalysen. For Piloljen finnes det et fullt forvitringsstudie (Sintef, 2015). 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 29

Piloljen har en tetthet på 848 kg/m 3, et lavt asfalteninnhold (0,2 vektprosent) og et meget høyt innhold av voks (16,6 vektprosent). Oljen danner stabile olje-i-vann-emulsjoner, har lang forventet levetid på sjø og kan danne voksrike klumper som brytes sakte ned. For detaljert massebalanse og endringer i ulike egenskaper som en funksjon av tid etter utslipp, vann-temperatur og vindforhold vises det til forvitringsstudien (Sintef, 2015). Oljens nøkkelegenskaper mht. oljevernberedskap er sammenfattet i NOFOs Planverk. 9.6 DFUer og dimensjonerende hendelser Av de definerte fare- og ulykkessituasjonene (DFU-ene), så er ukontrollert utstrømning fra reservoaret som en følge av tap av brønnkontroll vurdert å være dimensjonerende for den miljørettede risiko- og beredskapsanalysen. For Duva Geopilot er det benyttet en standard utblåsningsfrekvens for utviklings-boring på 3,07 x 10-5 (Lloyd's Register, 2019). Tabell 9.3 viser de utstrømningsratene og -varighetene som ligger til grunn for oljedriftsberegningene. Tabell 9.3 Rate-/varighetsmatrisen for Duva geopilot. Det er disse kombinasjonene av utslippsrater og -varigheter som modellerers i OSCAR og danner grunnlaget for videre beregninger (basert på Add Energy, 2019). Rate (Sm3/d) Sannsynlighet for varigheten Sannsynlighet for raten 2 døgn 15 døgn 50 døgn Overflateutblåsning 599 0,550 0,85 0,10 0,05 2404 0,050 0,90 0,05 0,05 4180 0,246 0,85 0,10 0,05 5089 0,140 0,83 0,11 0,06 6380 0,015 0,75 0,15 0,10 Rate (Sm3/d) Sannsynlighet for varigheten Sannsynlighet for raten 2 døgn 15 døgn 50 døgn Sjøbunnsutblåsning 398 0,165 0,473 0,250 0,278 399 0,385 0,473 0,250 0,278 2060 0,035 0,50 0,25 0,25 3740 0,246 0,50 0,25 0,25 3849 0,120 0,50 0,25 0,25 4660 0,035 0,25 0,25 0,50 4970 0,015 0,25 0,25 0,50 9.7 Naturressurser i området En utfyllende beskrivelse av natur- og miljøressurser i området er gitt i vedlegg 2 (kapittel 11) i den miljørettede risiko- og beredskapsanalysen (Akvaplan-niva, 2019). Analysene er gjennomført med best tilgjengelige datasett egnet for kvantitative miljørisikoanalyser etter MIRA-metoden; Sjøfugl i åpent hav Norsk Institutt for Naturforskning (2013), modellert fordeling Sjøfugl kystnært Norsk Institutt for Naturforskning (Seapop-data, 2019) Kystsel Havforskningsinstituttet (2009), Hval HI og APN (2013) Gyteområder for fisk Havforskningsinstituttet (2019) Strand Norsk Olje og Gass (2010) 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 30

9.7.1 Sjøfugl I den miljørettede risikoanalysen beskrives artene med utgangspunkt i atferdsinndelingen i økologiske grupper. Der gis det en generisk beskrivelse av de ulike gruppenes sårbarhet og tilstedeværelse i havområdet, samt en kortfattet artsbeskrivelse for utvalgte nøkkelarter. Denne beskrivelsen av artenes utvikling tar utgangspunkt i SEAPOPs nøkkellokaliteter. Endringene i bestandsfordelingen for artene gjennom året er ivaretatt i analysene, da datasettene har månedlig oppløsning. Sjøfugl i analyseområdet Pelagiske dykkere Artene alke, lomvi og lunde er blant de pelagiske dykkerne som er tilstede i analyseområdet hele året. Hekkingen foregår i store kolonier i den ytre kystsonen fra april til juli, typisk i fuglefjell. Resten av året tilbringer gruppen mye tid på havoverflaten i næringssøk. Kystbundne dykkere Kystbundne dykkere, som flere arter av lommer, ender og dykkere, er tilstede i kystområdene. Artene i denne gruppen har ulik utbredelse i hekkesesong, trekk- og myteperiode, og ved overvintring. Noen av artene har tilstedeværelse sommerstid, men ikke vinterstid, eller er fraværende i enkeltmåneder iht. datasettet. Tilstedeværelsen angitt for artene i SEAPOP-datasettene er individuell og måneds-oppløst. Pelagiske og kystbundne overflatebeitere Gråmåke, havhest, havsule, krykkje og svartbak er tilstede i analyseområdet i åpent hav hele året. Måkeartene har en sterk tilstedeværelse sommerstid. Tilstedeværelsen vinterstid er lavere, da mange trekker sørover til Europa. 9.7.2 Marine pattedyr Marine pattedyr har svært ulik sårbarhet, og de enkelte artene kan også ha varierende sårbarhet gjennom året. Kystsel Haverten er utbredt langs store deler av kysten, fra Rogaland i sør til Finnmark i nord. I kasteperioden (septemberdesember) og hårfellingsperioden (februar-mars) er arten mer sårbar for forurensning av olje, når dyrene samles i større antall på skjær og holmer i den ytre kystsonen. Steinkobben er utbredt i hele analyseområdet, hovedsakelig inne i fjordene. Artens sårbarhet er høyest i kasteperioden (juni-juli). Hårfellingen foregår etter kastingen (juli-august). I denne perioden går arten nødig i vannet og sårbarheten er noe høyere. Hval Både spekkhogger, spermhval og vågehval har viktige leveområder i analyseområdet. Disse vil kunne berøres av et ev. større utilsiktet oljeutslipp ifm. den planlagte boringen av Duva Geopilot. Graden av overlapp, i tid og rom, er vurdert i den miljørettede risikoanalysen (Akvaplan-niva, 2019). 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 31

9.7.3 Fisk Norskehavet er viktig både som gyte-, oppvekst- og leveområde for flere fiskeslag. De sist oppdaterte datasettene fra Havforskningsinstituttet (HI) er benyttet i vurderingene av mulige konsekvenser og miljørisiko for fisk. Vi gjør oppmerksom på at gyteområder for fisk varierer fra år til år, og områdene angitt i datasettene vil være å anse som områder der gyting kan foregå. 9.7.4 Sensitive strandområder Kysttypene innenfor analyseområdet er nærmere beskrevet i ressursbeskrivelsen i den miljørettede risikoanalysen (Akvaplan-niva, 2019). Det er i hovedsak strandberg (skjærgårdskyst) som dominerer. Dette er en mindre sensitiv kysttype med tanke på sårbarhet overfor oljeforurensning. Det er noe sandstrender og steinstrender, samt blokk- og klippestrender, i analyseområdet. 9.7.5 Bunnfauna Den vanligste revdannende korallen i norske farvann er steinkorallen Lophelia pertusa. Norge har de største kjente forekomstene av kaldtvannskorallrev i verden. Korallrevene vokser svært sakte, fra noen millimeter til maksimalt 2 centimeter i året. De eldste delene av korallrevene er således flere tusen år gamle. De komplekse revstrukturene er levested for talløse marine arter og vurderes som meget viktige yngle- og oppvekstområder. De viktigste korallrevene i Norskehavet finner vi i dyprennene utenfor Møre og Romsdal, Trøndelag, Vesterålen og Lofoten. 9.8 Drift og spredning av olje Oljedriftsberegninger er gjennomført med versjon 10.0.1 av MEMW (OSCAR), med data for vind og strøm fra 2007-2016, iht. beste praksis ved start av analysene. Det er gjennomført modellering av 36 kombinasjoner av utslippsrater og -varigheter, tilsammen 25499 simuleringer av overflate- og sjøbunnsutslipp fordelt over hele året (6239 simuleringer for vinteren, 6455 for våren, 6437 for sommeren og 6368 for høsten). Figur 9.1 viser influensområdet for et sjøbunnsutslipp, for hver av årets 4 sesonger. Sjøbunnsutslipp er, gitt utblåsning fra brønnen under boringen, vesentlig mer sannsynlig enn overflateutslipp. Influensområdene for et overflateutslipp inngår i den miljørettede risiko- og beredskapsanalysen (Akvaplan-niva, 2019). 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 32

Figur 9.1 Influensområdet for en sjøbunnsutblåsning fra Duva geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre). Figur 9.2 viser påslagsområdet på land ved en sjøbunnsutblåsning under boringen av Duva Geopilot. 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 33

Figur 9.2 Influensområdet på strand for en sjøbunnsutblåsning fra Duva Geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre). En utblåsning, med de strømningsratene som ligger til grunn for dette studiet, har en sannsynlighet for stranding på 88-99 %, avhengig av sesong. Et større utilsiktet utslipp vil kunne berøre norskekysten fra Hordaland til Troms. Hendelser med de største ratene og lengste varighetene vil kunne berøre både Nordsjøen, Norskehavet og sørlige deler av Barentshavet. 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 34

95-prosentilen av størst strandet mengde er 21419 tonn emulsjon (helårsstatistikk, ikke medregnet effekten av beredskapen som etableres for brønnen). 95-prosentilen av minste drivtid til land er 1,6 døgn. 16 av NOFOs eksempelområder har mer enn 5 % sannsynlighet for treff gitt en utblåsning under boringen av brønnen. 9 av disse har en 95-prosentil for minste drivtid som er kortere enn 20 døgn. 9.9 Miljørisikoanalyse Miljørisikoanalysen (Akvaplan-niva, 2019) er gjennomført etter MIRA-metoden (Norsk olje og gass, 2013) for sjøfugl kystnært og i åpent hav, for marine pattedyr med datasett som er egnet for kvantitative analyser, for strand og for utvalgte arter av fisk. Samtlige resultater fra oljedriftsberegningene (alle utslippsrater og varigheter) ligger til grunn for analysene, noe som gir et omfattende resultatsett. De nyeste kvalitetssikrede data-settene er benyttet for samtlige ressurser. Sjøfugl Som det fremgår av Figur 9.3, så er det maksimale utslaget i miljørisiko høyest i vinterperioden, med 30,0 % av akseptkriteriet i skadekategorien «Alvorlig» (Lunde i Norskehavet). Lunde i Norskehavet gir også størst utslag i høstperioden, mens norskehavsbestanden av lomvi gir størst utslag om våren og sommeren. Figur 9.3 Maksimalt utslag i miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i hver sesong. Den miljørettede risikoanalysen (Akvaplan-niva, 2019) inneholder et mer detaljert figurmateriale, hvor de artene som gav utslag i miljørisiko > 1 % av akseptkriteriet i hver sesong, presentert separat for sjøfugl i åpent hav og kystnært, inngår. Marine pattedyr Det er gjennomført en kvantitativ miljørettet risikoanalyse etter MIRA-metoden for både steinkobbe og havert. Miljørisikoen for kystsel varierer med artenes sårbarhet, som er høyest i kasteperioden og ved hårfelling. Det er bestanden av havert nord for Stad som gir høyest utslag i miljørisiko i vinter- og høstsesongen, mens bestanden av steinkobbe i området Rogaland-Lopphavet gir det høyeste utslaget i sommersesongen. Resultatene stemmer godt overens med artenes mest sårbare perioder; - havertens kasteperiode er i september-desember, mens hårfellingen skjer i februar-mars - steinkobbens kasteperiode er i juni-juli, mens hårfellingen skjer i juli-august 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 35

Figur 9.4 Miljørisiko for kystsel som andel av selskapets akseptkriterier i hver sesong. Arten med høyest utslag er vist. Med unntak av kystselartene havert og steinkobbe, så finnes det ikke datasett for de øvrige marine pattedyrene som egner seg for kvantitative miljørettede risikoanalyser. For disse er det foretatt en kvalitativ og/eller semikvantitativ vurdering av mulighetene for overlapp mellom influensområdet for brønnen og de ulike artenes viktigste leveområder. Influensområdet for Duva Geopilot overlapper med sørlig del av viktige leveområder for spekkhogger (vinter- og vårsesongen), spermhval (vår- og sommersesongen) og vågehval (vår-, sommer- og høst-sesongen). Et større utilsiktet oljeutslipp ifm. boringen av brønnen vil mao. kunne påvirke individer av alle tre arter, men det forventes ikke større konsekvenser på bestandsnivå. Fisk Egg og larver er de mest sårbare livsstadiene for fisk. 50 ppb THC er satt som grenseverdien for skade på fiskeegg og larver i den miljørettede risikoanalysen. Det var ingen modellruter med >50 ppb THC i vannsøylen i noen av sesongene, verken for overflate- eller sjøbunnsutblåsning. Miljørisikoen for fiskeegg og -larver betegnes derfor som svært begrenset. Sensitive strandområder Det er gjennomført en kvantitativ miljørettet risikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser på norskekysten, basert på helårlig statistikk. Utslaget i miljørisiko er <1 % av akseptkriteriene. Neptune Energy vurderer den totale miljørisikoen, på tvers av ressurstypene, som moderat høy. 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 36

9.10 Beredskapsanalyse Beredskapsanalysen er gjennomført innen rammene av Norsk olje og gass' veiledning for miljørettet beredskapsanalyse (Norsk olje og gass, 2013). Tekniske og operative forutsetninger for analysen er i tråd med NOFOs Planverk. Analysen har identifisert beredskapsløsninger som kan møte de ytelseskravene operatøren har satt for aktiviteten. Dimensjonerende rate og referanseoljens egenskaper En ukontrollert utstrømning av olje fra Duva geopilot kan medføre flere ulike nivåer av utstrømningsrater (Add Energy, 2019). I tråd med ytelseskravene for aktiviteten er vektet rate ved en overflateutblåsning valgt som dimensjonerende for beregningen av beredskapsbehov (2280 m 3 /døgn). Vektet rate for en overflateutblåsning er noe høyere enn vektet rate for en sjøbunnsutblåsning. Beregningene av beredskapsbehov er gjennomført med bakgrunn i forvitringsegenskapene til Piloljen. Emulsjonen av Pil råolje er egnet for mekanisk opptak. Pga. høy viskositet og høyt hellepunkt anbefales primært HiVisc-opptakere. Emulsjonen er kategorisert som «Ikke kjemisk dispergerbar» vinterstid og kun «Redusert kjemisk dispergerbar» sommerstid (Figur 9.5). Figur 9.5 Nøkkelegenskaper for Piloljen (fra NOFOs Planverk) Det er ingen eksplosjonsfare ved havoverflaten, verken ved sommer- eller vinterforhold. Beredskapsbehovet i åpent hav Behovet for beredskap varierer noe mellom sesongene (Tabell 9.4). En total ytelse som tilsvarer 3 NOFO-systemer vil dekke det beregnede ressursbehovet i barriere 1 og 2. Men, med bakgrunn i aktivitetens miljørisiko, stor sannsynlighet for stranding, korte drivtider til land og vesentlige strandingsmengder, vurderer Neptune Energy at beredskapsløsningen for Duva Geopilot bør utvides med to NOFO-system utover det beregnede basisbehovet. Dette sikrer robusthet i beredskapen for brønnen. 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 37

Tabell 9.4 Beregnet behov for beredskap i barriere 1 og 2 for hver av de fire sesongene Sesong Vinter Vår Sommer Høst Beregnet behov for beredskap i barriere 1 og 2, gitt som standard NOFO-systemer Total reell ytelse av beredskapsløsningen i barriere 1 og 2 (Sm 3 /d) Beregnet effektivitet av beredskapsløsningen i barriere 1 og 2 (%) B1: 1 B2: 2 B1: 1 B2: 1 B1: 2 B2: 1 B1: 1 B2: 1 1106 1470 1755 1364 37,0 57,1 69,1 50,4 Figur 9.6 viser hvilke av NOFOs beredskapsbaser og fartøy i stående beredskap som er plassert nærmest Duva geopilot. Tabell 9.5 viser gangtider og responstider for de samme ressursene. Tabell 9.5 Gangtider og responstider for relevante oljevernressurser for aktiviteten. Gangtid og best oppnåelig responstid avrundes oppad til nærmeste hele time. Følgende transitthastigheter legges til grunn: OR-fartøy = 14 knop, oljevernfartøy (slepefartøy offshore) = 10 knop, fartøy fra NSSR = 20 knop. Ressurs/plassering Avstand (km) Avstand (n.m.) Mobilisering og klargjøring, frigivelse og utsetting (timer) Gangtid (timer) Total responstid (timer) Gjøa* 28 15 2 2 4 Troll/Oseberg 83 45 7 4 11 Tampen 110 59 7 5 12 NOFO-base, Mongstad 87 47 11 4 15 Sleipner/Utsira Nord 252 136 7 10 17 Oljevernfartøy til sleping NSSR, Måløy 85 46 3 3 6 Oljevernfartøy fra NOFOs fartøyspool 24 *Neptune Energy har avtalt en vesentlig kortere frigivelsestid for fartøyet i stående beredskap ved Gjøa for den planlagte boringen av Duva geopilot; fra 4 timer til 1 time. 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 38

Figur 9.6 Plasseringen av Duva geopilot og de nærmeste NOFO-basene og fartøyene i stående beredskap. Beredskapsbehovet kystnært Behovet for beredskap i barriere 3 (kystnært) er beregnet for sesongene vinter, vår, sommer og høst vha. NOFOs beredskapskalkulator (BarKal). Resultatene er oppsummert i Tabell 9.6. Tabell 9.6 Beregnet behov for beredskap i barriere 3 for hver av de fire sesongene. Sesong Vinter Vår Sommer Høst Beregnet behov for beredskap i barriere 3, gitt som standard Current Buster 4-systemer Total reell ytelse av beredskapsløsningen i barriere 3 (Sm 3 /d) Beregnet effektivitet av beredskapsløsningen i barriere 3 (%) 7 3 2 5 467 162 107 279 86,6 86,6 89,7 86,6 En kystnær beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 7 Current Buster 4-systemer vil tilfredsstille aktivitetens ytelseskrav mht. å kunne håndtere den emulsjonsmengden som kan tilflyte barrieren etter at effekten av forutgående barrierer er lagt til grunn. 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 39

For å kunne håndtere den emulsjonsmengden som tilflyter hvert av de 9 eksempelområdene som har en korteste drivtid <20 døgn kreves det totalt 9 systemer (Tabell 9.7). Tabell 9.7 Beregnet behov for beredskap i barriere 3 for hvert av eksempelområdene som har en korteste drivtid <20 døgn. Eksempelområde Emulsjonsmengde, 95-prosentil Uten effekten av beredskap (tonn totalt) Med effekten av beredskap (tonn/døgn) Minste drivtid, 95-prosentil (døgn) Behovet for beredskap i barriere 3 (# CB4-systemer) Sverslingsosen-Skorpa 1013 26 2,2 1 Runde 1471 38 3,4 1 Ytre Sula 679 18 4,9 1 Sandøy-Ona 656 17 6,5 1 Smøla 2459 63 8,3 1 Frøya/Froan 2963 75 10,3 1 Vega 1626 42 17,3 1 Onøy (Øygarden) 69 2 17,5 1 Vikna vest 783 20 19,0 1 Bekjempelsesstrategi Mekanisk oppsamling ved bruk av HiVisc-oljeopptakere vil være den primære bekjempelsesstrategien for Duva geopilot, siden emulsjon av Piloljen i svært begrenset grad er kjemisk dispergerbar. 9.11 Forslag til beredskap mot akutt forurensning Basert på resultatene av beredskapsanalysen planlegges det en beredskapsløsning for Duva Geopilot med hovedelementer som beskrevet nedenfor. Denne løsningen vil møte Neptune Energys ytelseskrav for aktiviteten (Tabell 9.2). Havgående beredskap En havgående beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 5 NOFO-systemer (med HiVisc-opptakere) vil tilfredsstille aktivitetens ytelseskrav. Det første NOFO-systemet vil kunne være operativt innen 6 timer (OR-fartøyet hentes fra den stående beredskapen ved Gjøa-feltet og oljevernfartøyet fra Redningsselskapets base i Måløy). De fire neste systemene vil kunne være operative innen 24 timer (OR-fartøyene fra den stående beredskapen ved Troll/Oseberg, Tampen og Sleipner/Utsira Nord, og et system mobilisert fra NOFOs base på Mongstad, med oljevernfartøy fra NOFOs fartøyspool). Beredskap kystnært En kystnær beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 9 Current Buster 4-systemer vil tilfredsstille den planlagte aktivitetens behov for å kunne håndtere operasjoner i de 9 eksempelområdene med en korteste drivtid <20 døgn, og dekke Neptune Energy sitt ytelseskrav om å kunne håndtere den totale emulsjonsmengden (95-prosentilen) som vil kunne strande i influensområdet. Med bakgrunn i aktivitetens miljørisiko, stor sannsynlighet for stranding, kort drivtid til land og til dels vesentlige strandingsmengder, vurderer Neptune Energy at beredskapsløsningen for Duva Geopilot kystnært bør utvides med to systemer utover det beregnede behovet. Dette vil øke robustheten i beredskapen for brønnen. Neptune Energys beredskapsløsning i barriere 3 omfatter mao. 11 Current Buster 4-systemer. De to systemene som kommer i tillegg til det beregnede basisbehovet vil, for plan-formål, mobiliseres til områdene Sverslingsosen-Skorpa og Runde. Det første systemet skal være på plass innen 95-prosentilen av korteste drivtid til land, altså 1,4 døgn. De resterende systemene kan mobiliseres sekvensielt, med responstider som for eksempelområdene i Tabell 9.7. 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 40

NOFO vil kunne mobilisere 10 komplette kystsystem til nærmeste NOFO-base innen 5 døgn. 10 system innbefatter 16 fartøy; 10 til oppsamling av olje/emulsjon, 4 til opptak, samt 2 til kommando og støtte. Disse systemene vil kunne dekke behovet for beredskap i barriere 3 for 7 av de 9 eksempelområdene med drivtider kortere enn 20 døgn (Tabell 9.7). For de to områdene Sverslingsosen-Skorpa og Runde vil Neptune Energy etablere en særskilt løsning for å ivareta kravet til kort responstid. Beredskap i strandsonen Behovet for beredskapsressurser i barriere 4 og 5 er analysert. Behovet kan løses innenfor NOFO sitt eksisterende avtaleverk. Ved et eventuelt påslag eller fare for påslag vil lokaliteter og områder prioriteres for beskyttelse iht. Miljødirektoratets MOB-modell. Deteksjon og fjernmåling Relevante ressurser til deteksjon og overvåking av et utilsiktet oljeutslipp er synliggjort i analysen. En kartlegging bla. mht. utbredelse, drivretning og utslippsmengde skal settes i gang snarest mulig etter at den akutte forurensningen er oppdaget. Tykkelsesfordelingen på oljeflak på havoverflaten skal kartlegges. Miljøundersøkelser Miljøundersøkelser skal kunne startes senest 48 timer etter at utslippet er varslet. Beredskapsplan En brønnspesifikk beredskapsplan, med tilhørende koblingsdokumenter, utarbeides i detalj i god tid før boringen starter. Denne planen beskriver på fartøys-/system-/basenivå hvilke ressurser som inngår i beredskapsløsningen, på en slik måte at den danner grunnlag for en verifikasjon. Kompetanse Det sikres nødvendig kommunikasjon og opplæring for at Neptune Energys beredskapsorganisasjon skal være kjent med analyser, planverk og forutsetninger, slik at denne effektivt kan ivareta strategisk ledelse av en oljevernaksjon og tilpasse kapasiteten til scenariet. Verifikasjon Beredskapsløsningen som etableres for aktiviteten verifiseres sammen med NOFO, med utgangspunkt i den brønnspesifikke beredskapsplanen og ressursene som beskrives i denne. 9 Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning 41

10 Referanser Add Energy, 2019: Blowout and Kill Simulation Study. OP1 Geopilot, Cara Development Project. Rev 0. April 10th 2019. Akvaplan-niva, 2019. Miljørisiko- og beredskapsanalyse - boringen av OP1 geopilot i PL 636. Rapport nr. 60635.02 DNV GL, 2015. Visuell kartlegging Cara/Visual survey Cara. Doc.no. 1O8L6JV, rev. 02. 42s Finansdepartementet, 2019. Forskrift om særavgifter, Kap. 3-19. Avgift på utslipp av NOx Gardline Environmental Ltd, 2015. NCS Block 36/7 PL636 Cara Prospect Site Survey. Habitat Assessment Report.Project number 10475.2. Klima- og miljødepartementet, 2018. Forskrift om gjenvinning og behandling av avfall (avfallsforskriften) Lloyd`s Register. 2019: Blowout and Well Release Frequencies Based on SINTEF Offshore Blowout Database 2018. Miljødirektoratet, 2016. Veileder for innhold i søknad om tillatelse etter forurensingsloven for petroleumsvirksomhet til havs. M-593. Neptune Energy, 2019. PL636 - Cara, CARA-NEP-Z-R-1203275 - PUD: Plan for utbygging og drift Neptune Energy, 2018. Søknad om oppfylt utredningsplikt for Cara - PL636 Norsk olje og gass. 2013: Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser Norsk olje og gass, 2018. 093 - Anbefalte retningslinjer for avfallsstyring i offshorevirksomheten Norsk olje og gass, 2019. 044 - Anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering, rev 17 Norsk olje og gass, 2019. Retningslinje 044 ver17 2019. Vedlegg B. Håndbok for kvantifisering av direkte metan- og nmvoc utslipp. NORSOK D-010, 2013. Well integrity in drilling and well operations. s.l. : Standard Online AS, Rev. 4, June 2013. Nærings- og fiskeridepartementet, 2016. Forskrift om posisjonerings- og ankringssystemer på flyttbare innretninger (ankringsforskriften 09) OLF, 2007. Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA). Revisjon 2007. DNV Rapport 2007-0063. SINTEF, 2015. Pil Crude Oil Properties and behavior at sea. SINTEF report F26628. 10 Referanser 42

11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier 11.1 Planlagt forbruk og utslipp av vannbasert borevæske Tabell 11.1 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i vannbasert borevæske for boring på Duva-feltet Handelsnavn Bruksområde Funksjon Fargekategori Gul Grønn Gul Grønn Gul Grønn Soda Ash Bore- og brønnkjemikalier ph Grønn 3 125 3 125 0 100 0 3 125 0 3 125 Bentonite OCMA Bore- og brønnkjemikalier Viscosifier Grønn 113 640 113 640 0 100 0 113 640 0 113 640 Barite Bore- og brønnkjemikalier Weighting material Grønn 1 259 208 1 259 208 0 100 0 1 259 208 0 1 259 208 Potassium Chloride Bore- og brønnkjemikalier Shale inhibitor Grønn 326 700 326 700 0 100 0 326 700 0 326 700 PolyPac ELV Bore- og brønnkjemikalier Fluid loss additive Grønn 24 503 24 503 0 100 0 24 503 0 24 503 Duo-Tec NS Bore- og brønnkjemikalier Viscosifier Grønn 8 918 8 918 0 100 0 8 918 0 8 918 Glydril MC Bore- og brønnkjemikalier Shale inhibitor Gul 98 010 98 010 100 0 98 010 0 98 010 0 Forbruk kg Utslipp kg % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Totalt per kategori 1 834 104 1 834 104 98 010 1 736 094 98 010 1 736 094 11.2 Planlagt forbruk av oljebasert borevæske Tabell 11.2 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i oljebasert borevæske for boring på Duva-feltet Handelsnavn Bruksområde Funksjon Fargekategori Utslipp av stoff i kategori (kg) Rød Gul Grønn Rød Gul Grønn Rød Gul Grønn Barite Bore- og brønnkjemikalier Weighting material Grønn 1 589 229 0 0 0 100 0 0 1 589 229 0 0 0 EDC 95/11 Bore- og brønnkjemikalier Base Oil Gul 919 166 0 0 100 0 0 919 166 0 0 0 0 One-Mul NS Bore- og brønnkjemikalier Emulsifier Gul Y2 33 570 0 0 100 0 0 33 570 0 0 0 0 Truvis Bore- og brønnkjemikalier Viscosifier Gul Y2 23 499 0 0 100 0 0 23 499 0 0 0 0 Versatrol M Bore- og brønnkjemikalier Fluid loss additive Rød 13 181 0 100 0 0 13 181 0 0 0 0 0 Lime Bore- og brønnkjemikalier Alkalinity Grønn 33 570 0 0 0 100 0 0 33 570 0 0 0 Calcium Chloride Powder Bore- og brønnkjemikalier Salinity Grønn 70 497 0 0 0 100 0 0 70 497 0 0 0 G-Seal Bore- og brønnkjemikalier LCM Material Grønn 30 000 0 0 0 100 0 0 30 000 0 0 0 Calcium Carbonate (all grades) Bore- og brønnkjemikalier LCM Material Grønn 30 000 0 0 0 100 0 0 30 000 0 0 0 Safe-Surf Y Bore- og brønnkjemikalier Surfactant Gul 9 000 0 0 81,8 18,2 0 7 364 1 636 0 0 0 Safe-Solv 148 Bore- og brønnkjemikalier Solvent Gul 9 000 0 0 100 0 0 9 000 0 0 0 0 Safe-Scav NA Bore- og brønnkjemikalier Oxygen Scavenger Grønn 113 0 0 0 100 0 0 113 0 0 0 MB-5111 Bore- og brønnkjemikalier Biocide Gul 45 0 0 96,5 3,5 0 43,4 1,6 0 0 0 Safe-Cor EN Bore- og brønnkjemikalier Corrosion Inhibitor Gul 900 0 0 20 80 0 180 720 0 0 0 Forbruk kg Utslipp kg % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Totalt per kategori 2 761 770 0 13 181 992 822 1 755 767 0 0 0 Tabell 11.3 Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier i oljebasert borevæske for boring av sidesteg på Duva-feltet (opsjon) Handelsnavn Bruksområde Funksjon Fargekategori Rød Gul Grønn Rød Gul Grønn Rød Gul Grønn Barite Bore- og brønnkjemikalier Barite Grønn 156 822 0 0 0 100 0 0 156 822 0 0 0 EDC 95/11 Bore- og brønnkjemikalier EDC 95/11 Gul 196 470 0 0 100 0 0 196 470 0 0 0 0 One-Mul NS Bore- og brønnkjemikalier One-Mul NS Gul Y2 7 080 0 0 100 0 0 7 080 0 0 0 0 Truvis Bore- og brønnkjemikalier Truvis Gul Y2 4 956 0 0 100 0 0 4 956 0 0 0 0 Versatrol M Bore- og brønnkjemikalier Versatrol M Rød 2 478 0 100 0 0 2478 0 0 0 0 0 Lime Bore- og brønnkjemikalier Lime Grønn 7 080 0 0 0 100 0 0 7 080 0 0 0 Calcium Chloride Powder Bore- og brønnkjemikalier Calcium Chloride Powder Grønn 14 868 0 0 0 100 0 0 14 868 0 0 0 G-Seal Bore- og brønnkjemikalier G-Seal Grønn 15 000 0 0 0 100 0 0 15 000 0 0 0 Calcium Carbonate Bore- og brønnkjemikalier Calcium Carbonate Grønn 15 000 0 0 0 100 0 0 15 000 0 0 0 Forbruk kg Utslipp kg % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Totalt per kategori 419 754 0 2 478 208 506 208 770 0 0 0 11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier 43

11.3 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier Tabell 11.4 Planlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier for boring på Duva-feltet Handelsnavn Bruksområde Funksjon Fargekategori Gul Grønn Gul Grønn Gul Grønn BARITE Bore- og brønnkjemikalier Weighting Agent Grønn 675 975 73 272 0 100 0 675 975 0 73 272 BridgeMaker I and II LCM Package Bore- og brønnkjemikalier Lost Circulation Material Gul 5 610 360 92,3 7,7 5 178 432 332 28 CALCIUM CHLORIDE BRINE Bore- og brønnkjemikalier Brine Grønn 51 308 4 784 0 100 0 51 308 0 4 784 CFR-8L Bore- og brønnkjemikalier Dispersant Gul 9 839 263 36 64 3 542 6 297 95 168 CGM-2 Bore- og brønnkjemikalier Cement Additive Grønn 34 131 3 966 0 100 0 34 131 0 3 966 Deep Water Flo-Stop NS II Blend Bore- og brønnkjemikalier Cement Grønn 1 373 450 152 804 0 100 0 1 373 450 0 152 804 Dye Marker E Bore- og brønnkjemikalier Tracer Dye Gul 153 738 17 871 100 0 153 738 0 17 871 0 EcoSpacer II Bore- og brønnkjemikalier Cement Additive Gul 1 400 139 100 0 1 400 0 139 0 ExpandaCem NS Blend Bore- og brønnkjemikalier Cement Grønn 256 613 8 775 0 100 0 256 613 0 8 775 FDP-C1316-18 Bore- og brønnkjemikalier Cement Additive Gul 12 777 1 485 83,3 16,7 10 647 2 130 1 237 248 GASCON 469 / GASCON 469G Bore- og brønnkjemikalier Gas-Control Grønn 51 496 3 857 0 100 0 51 496 0 3 857 Halad-300L NO Bore- og brønnkjemikalier Fluid Loss Gul Y2 40 292 3 392 8,7 91,3 3 506 36 786 295 3 097 Halad-350L NO Bore- og brønnkjemikalier Fluid Loss Gul Y2 41 617 3 502 14,7 85,3 6 125 35 492 515 2 987 Halad-400L Bore- og brønnkjemikalier Fluid Loss Gul 46 043 3 814 23,5 76,5 10 834 35 209 897 2 917 Halad-500L Bore- og brønnkjemikalier Cement Additive Gul 41 304 3 475 16,3 83,7 6 744 34 560 567 2 908 HR-12L Bore- og brønnkjemikalier Retarder Gul 18 294 2 127 7,0 93,0 1 276 17 018 148 1 979 HR-4L Bore- og brønnkjemikalier Retarder Grønn 18 440 1 551 0 100 0 18 440 0 1 551 HR-5L Bore- og brønnkjemikalier Retarder Grønn 18 802 1 557 0 100 0 18 802 0 1 557 MicroSilica Liquid Bore- og brønnkjemikalier Gas-Control Grønn 139 946 11 780 0 100 0 139 946 0 11 780 Musol Solvent Bore- og brønnkjemikalier Mutual solvent Gul 9 348 643 100 0 9 348 0 643 0 NF-6 Bore- og brønnkjemikalier Defoamer Gul 3 606 339 92,6 7,4 3 338 268 314 25 RM-1NS Bore- og brønnkjemikalier Cement Additive Grønn 1 400 139 0 100 0 1 400 0 139 SCR-100 L NS Bore- og brønnkjemikalier Retarder Gul Y2 16 274 1 392 20 80 3 255 13 019 278 1 114 SCR-200L Bore- og brønnkjemikalier Retarder Gul 663 28 36 64 239 424 10 18 SEM-8 Bore- og brønnkjemikalier Emulsifier Gul 10 594 728 100 0 10 594 0 728 0 Tuned Spacer E + Bore- og brønnkjemikalier Spacer Additive Grønn 10 155 966 0 100 0 10 155 0 966 WellLife 734C Bore- og brønnkjemikalier Tensile Strength Grønn 1 474 37 0 100 0 1 474 0 37 Forbruk kg Utslipp kg % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Totalt per kategori 3 044 589 303 046 229 765 2 814 824 24 072 278 974 Tabell 11.5 lanlagt forbruk og utslipp av sementkjemikalier for boring av sidesteg på Duva-feltet (opsjon) Handelsnavn Bruksområde Funksjon Fargekategori Gul Grønn Gul Grønn Gul Grønn BARITE Bore- og brønnkjemikalier Weighting Agent Grønn 151 464 11 220 0 100 0 151 464 0 11 220 CFR-8L Bore- og brønnkjemikalier Dispersant Gul 3 493 101 36 64 1 257 2 236 36 65 EcoSpacer II Bore- og brønnkjemikalier Cement Additive Gul 292 22 100 0 292 0 22 0 ExpandaCem NS Blend Bore- og brønnkjemikalier Cement Grønn 109 820 3 758 0 100 0 109 820 0 3 758 GASCON 469 / GASCON 469G Bore- og brønnkjemikalier Gas-Control Grønn 5 991 179 0 100 0 5 991 0 179 Halad-300L NO Bore- og brønnkjemikalier Fluid Loss Gul Y2 5 642 169 8,7 91,3 491 5 151 15 154 Halad-350L NO Bore- og brønnkjemikalier Fluid Loss Gul Y2 5 827 174 14,7 85,3 858 4 969 26 148 Halad-400L Bore- og brønnkjemikalier Fluid Loss Gul 6 199 186 23,5 76,5 1 459 4 740 44 142 Halad-500L Bore- og brønnkjemikalier Cement Additive Gul 5 784 173 16,3 83,7 944 4 840 28 145 HR-4L Bore- og brønnkjemikalier Retarder Grønn 2 582 77 0 100 0 2 582 0 77 HR-5L Bore- og brønnkjemikalier Retarder Grønn 2 532 76 0 100 0 2 532 0 76 MicroSilica Liquid Bore- og brønnkjemikalier Gas-Control Grønn 19 595 587 0 100 0 19 595 0 587 MUSOL SOLVENT Bore- og brønnkjemikalier Mutual solvent Gul 4 339 321 100 0 4 339 0 321 0 NF-6 Bore- og brønnkjemikalier Defoamer Gul 651 44 92,6 7,4 603 48 41 3 RM-1NS Bore- og brønnkjemikalier Cement Additive Grønn 292 22 0 100 0 292 0 22 SCR-100 L NS Bore- og brønnkjemikalier Retarder Gul Y2 2 356 71 20 80 471 1 885 14 57 SEM-8 Bore- og brønnkjemikalier Emulsifier Gul 4 918 364 100 0 4 918 0 364 0 Tuned Spacer E + Bore- og brønnkjemikalier Spacer Additive Grønn 1 944 144 0 100 0 1 944 0 144 WellLife 734C Bore- og brønnkjemikalier Tensile Strength Grønn 550 12 0 100 0 550 0 12 Forbruk kg Utslipp kg % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Totalt per kategori 334 271 17 700 15 632 318 639 911 16 789 11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier 44

11.4 Planlagt forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier Tabell 11.6 Planlagt forbruk og utslipp av hjelpekjemikalier for boring på Duva-feltet Handelsnavn Bruksområde Funksjon Fargekategori Forbruk kg Utslipp kg % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Gul Grønn Gul Grønn Gul Grønn Microsit Polar Bore- og brønnkjemikalier Vaske- og rensemidler Gul 2 000 2 000 18,8 81,2 376 1 624 376 1 624 Monoetylenglykol, MEG Bore- og brønnkjemikalier Hydrathemmer Grønn 2 220 2 220 0 100 0 2 220 0 2 220 ERIFON HD 603 HP (NO DYE) Bore- og brønnkjemikalier Hydraulikkvæske (inkl. BOP-væske) Gul 425 425 0 100 0 425 0 425 RenaClean A Bore- og brønnkjemikalier Vaske- og rensemidler Gul 198 198 45 55 89 109 89 109 RenaClean B Bore- og brønnkjemikalier Vaske- og rensemidler Gul 197 197 10 90 20 177 20 177 Jet-Lube NCS-30ECF Bore- og brønnkjemikalier Gjengefett Gul 126 13 99 1 125 1 13 0,1 Jet-Lube HPHT Thread Compund Bore- og brønnkjemikalier Gjengefett Gul Y2 44 0 90 10 40 4 0 0 Jet-Lube Seal Guard ECF Bore- og brønnkjemikalier Gjengefett Gul 73 7 99,4 0,6 73 0,4 7,3 0,04 Totalt per kategori 5 283 5 060 722 4 561 504 4 556 11.5 Planlagt forbruk av kjemikalier i lukkede system Tabell 11.7 Planlagt forbruk av kjemikalier i lukket system under boring på Duva-feltet Handelsnavn Bruksområde Funksjon Fargekategori Forbruk kg Utslipp kg % andel stoff i kategori Forbruk av stoff i kategori (kg) Utslipp av stoff i kategori (kg) Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn Svart Rød Gul Grønn Castrol Hyspin AWH-M 46 Bore- og brønnkjemikalier Hydraulikkvæske (inkl. BOP-væske) Svart 1 463 0 8,2 91,8 0 0 120 1 343 0 0 0 0 0 0 Castrol Alpha SP 150 Bore- og brønnkjemikalier Hydraulikkvæske (inkl. BOP-væske) Svart 890 0 2,1 97,9 0 0 19 871 0 0 0 0 0 0 Totalt per kategori 2 353 0 139 2 215 0 0 0 0 0 0 11 Vedlegg A - Planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier 45