Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 15/6-13 Gina Krog East 3

15/6-13 Gina Krog East 3 Gradering: Open Status: Final : Side 1 av 44

Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Open Utløpsdato: Distribusjon: Kan distribueres fritt Status Final Utgivelsesdato: : Eksemplar nr.: 2014-11-20 1 Forfatter(e)/Kilde(r): Vilde Krey Valle Omhandler (fagområde/emneord): Merknader: : Oppdatering: Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Vilde Krey Valle Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Endre Aas Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST Arne Myhrvold Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Christina Waardal Gradering: Open Status: Final : Side 2 av 44

Innhold 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 5 2.1 Definisjoner og forkortelser... 5 2.2 Bakgrunn... 6 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 6 3 Miljørisikoanalyse... 8 3.1 Metodikk... 8 3.2 Analysegrunnlag... 9 3.2.1 Type operasjon og utslippssannsynlighet... 9 3.2.2 Utblåsningsrater og varigheter... 10 3.2.3 Oljetype... 11 3.2.4 Miljøressurser, miljørisiko og akseptkriterier... 12 3.3 Resultater... 13 3.3.1 Influensområde... 13 3.3.2 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav... 15 3.3.3 Miljørisiko for kystnære sjøfugl... 15 3.3.4 Miljørisiko for stranding... 16 3.4 Konklusjon miljørisiko... 17 4 Beredskapsanalyse... 18 4.1 Ytelseskrav... 18 4.2 Metodikk... 19 4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2... 19 4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4... 19 4.2.3 Dimensjonering av barriere 5... 20 4.3 Analysegrunnlag... 20 4.3.1 Oljens egenskaper... 20 4.3.2 Utslippsscenarier... 20 4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer... 21 4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger... 24 4.3.5 Influensområder og stranding... 26 4.4 Resultat... 27 4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2... 27 4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4... 30 4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5... 31 4.5 Konklusjon beredskapsanalyse... 31 5 Referanser... 32 App A Blowout Scenario Analysis... 33 Gradering: Open Status: Final : Side 3 av 44

1 Sammendrag Statoil ASA planlegger boring av letebrønn i Nordsjøen (GK East 3). 15/6-13 GK East 3 ligger ca 200 km fra land (Utsira, Rogaland). Vanndypet er på ca 118 m MSL. Boringen har planlagt oppstart mars 2015, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Miljørisikoanalysen er gjennomført ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool), fremstilt av DNV og utført av Statoil. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten. Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 15/6-13 GK East 3 er, for alle VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. Statoil setter krav til 5 NOFO systemer i barriere 1 og 2. For barriere 3 og 4 settes det krav til 2 Kystsystemer og 3 fjordsystemer. Det er ikke spesifisert krav om dimensjonering av barriere 5 ettersom korteste modellerte drivtid til prioriterte områder er > 20 døgn. Ressurser vil imidlertid kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og eventuelt berørte IUAer. Gradering: Open Status: Final : Side 4 av 44

2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). BOP: Blow Out Preventer DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. Gradering: Open Status: Final : Side 5 av 44

Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. 2.2 Bakgrunn Statoil har i forkant av boreoperasjonen for letebrønn 15/6-13 GK East 3 gjennomført en miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er utført vha verktøyet OPERAto, opprinnelig utviklet for Volvefeltet av DNV [1,9]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen, og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønn 15/6-13 GK East 3 ligger i Nordsjøen (Figur 2-1) (lokasjon 58º36'55"N og 001º45'40"Ø). Brønnen ligger ca 200 km fra Utsira kommune i Rogaland. Vanndypet på borelokasjon er 118 m MSL. Boringen har planlagt oppstart i mars 2015, og boringen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Forventet oljetype er av liknende kvalitet som Volve olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1. Gradering: Open Status: Final : Side 6 av 44

Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn 15/6-13 GK East 3 vist i forhold til Volve og avstand til land (Utsira). Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 15/6-13 GK East 3 Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 58º36'55"N og 001º45'40"E. Vanndyp 114 m Analyseperiode Hele året (4 sesonger for miljørisikoanalysen) Borerigg Songa Trym Sannsynlighet for utblåsning 1,8E-04 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate 6425 Sm 3 /d Oljetype (referanseolje) Volve Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn 77 døgn Avstand til Volve 20 km Gradering: Open Status: Final : Side 7 av 44

3 Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. OPERAto er et verktøy som kan brukes til å beregne miljørisiko for et felt, letebrønn e.l. ut fra en eksisterende miljørisikoanalyse. Forutsetninger som må være oppfylt er at lokasjonen ligger innenfor en radius på 50 km fra referanselokasjon, i dette tilfellet Volve (Figur 3-1): oljetype må være tilsvarende og rater må ligge innenfor ratene benyttet i modellen. OPERAto gir sesongvise resultater på influensområde, miljørisiko og strandingsstatistikk og ansees som likeverdig med en fullstendig miljørisikoanalyse. Inngangsdataene til verktøyet er sannsynlighet for ulike utblåsningsrater og varigheter, samt en fordeling av sannsynlighet for sjøbunns- og overflateutslipp. Verktøyet er utviklet med en forhåndsdefinert rate- og varighetsmatrise. Brukeren (Statoil) kan dermed selv plotte inngangsdata for letebrønner og få frem resultatene umiddelbart. Gradering: Open Status: Final : Side 8 av 44

Figur 3-1 Geografisk gyldighetsområdet for OPERAto utviklet for Volve (grønn sirkel). Letebrønn 15/6-13 GK East 3 er vist med en rosa pil inne i sirkelen. 3.2 Analysegrunnlag 3.2.1 Type operasjon og utslippssannsynlighet Letebrønn 15/6-13 GK East 3 er vurdert som en normal letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Scandpower-rapporten (2014) er den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,76 10-4 (se App A for flere detaljer) Brønnen er planlagt boret med Songa Trym. Songa Trym er en halvt nedsenkbar flyterigg med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Fordelingen av sannsynligheten mellom utblåsning på overflate kontra sjøbunn under boring er satt til hhv 25 % og 75 %. - Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 1,76 10-4 0,75 = 1,3 10-4 - Sannsynlighet for overflateutblåsning: 1.76 10-4 0,25 = 0.4 10-4 Gradering: Open Status: Final : Side 9 av 44

3.2.2 Utblåsningsrater og varigheter Simulert utblåsningsrate og tilhørende sannsynlighet er presentert i Tabell 3-1. Ratene varierer mellom 2500 og 8200 Sm 3 /d (se App A for flere detaljer). For å tilpasse de forhåndsdefinerte verdiene i OPERAto-verktøyet er utblåsningsratene og sannsynlighetene justert, som presentert i Tabell 3-2. Vektet rate for et sjøbunnsutslipp er 6400 Sm 3 /d og vektet rate for et overflateutslipp er 6500 Sm 3 /d. Dette gir en total vektet rate på 6425 Sm 3 /d. Tabell 3-1 Simulert utblåsningsrate og sannsynlighet for raten, fra BSA for GK East 3 (App A). Seksjon Scenario Scenario Sannsynlighet Utblåsningsrate*, (Sm 3 /d) Overflate Sjøbunn Top penetration 20% 2600 2500 8 ½ Drilling ahead 40% 6700 6600 Tripping 40% 8200 8100 Vektet rate 6500 6400 * Justert mot nærmeste hundre Tabell 3-2 Utblåsningsrate med tilhørende sannsynlighet for raten, brukt i OPERAto verktøyet (konservativ tilnærming) Sjøbunn Overflate Sannsynlighet for raten (%) Utblåsningsrate (sm 3 /d) Sannsynlighet for raten (%) Utblåsningsrate (Sm 3 /d) 20 3500 20 3500 80 9000 80 9000 Beregnet sannsynlighet for varighet av en utblåsning er presentert i Tabell 3-3. Maksimal varighet for en utblåsning er beregnet til 77 døgn. For å tilpasse de forhåndsdefinerte verdiene i OPERAto- verktøyet er sannsynlighet for varighet av en utblåsning justert, som presentert i Tabell 3-4. Tabell 3-3 Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid, fra utblåsningsanalysen (App A) Varighet (dager) Overflate utblåsning Sjøbunns utblåsning Varighet (dager) Overflate utblåsning Sjøbunns utblåsning 0,5 0,410 0,280 28 0.007 0.017 1 0,123 0,100 35 0.004 0.009 2 0.131 0.114 42 0.002 0.006 5 0.144 0.157 49 0.004 0.009 7 0.038 0.052 56 0.019 0.038 10 0.031 0.048 63 0.029 0.057 14 0.021 0.037 70 0.017 0.033 21 0.016 0.034 77 0.004 0.008 Gradering: Open Status: Final : Side 10 av 44

Tabell 3-4 Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid, brukt i OPERAto, konservativ tilpasning Varighet (døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%) 2 66,4 49,4 5 14,4 15,7 14 9,0 13,7 52 3,3 7,5 101 6,9 13,7 3.2.3 Oljetype Det er vurdert at forventet oljetype for letebrønnen 15/6-13 GK East 3 vil ha tilsvarende egenskaper som Volve olje. Volve olje er en parafinsk olje med lavt voksinnhold (3,2 vekt %). Asfalteninnholdet er relativt høyt sammenlignet med andre parafinske norske råoljer (0,95 vekt %). Avdampningen på sjøen er lavere enn for andre typisk parafinske oljer som Glitne og Statfjord. På grunn av lav avdampning øker ikke stivnepunktet til mer enn ca 20 ºC. Viktige oljeparametere og forvitringsegenskaper for Volve olje er gitt i Tabell 3-5 og Tabell 3-6. Oljedriftsberegningene for OPERAto er gjennomført for lokasjonen 58º 26 34 N 001º 53 15 Ø og et havdyp på ca 150 m (Volve). Avstanden mellom lokasjonene Volve og GK East 3 er ca 20 km. Analysen for letebrønn 15/6-13 GK East 3 er utført som en helårlig analyse og dekker dermed planlagt boreperiode. Tabell 3-5 Egenskaper for Volve olje Parameter Volve olje Oljetetthet 889 kg/m 3 Maksimalt vanninnhold 75 vol % Voksinnhold 3,2 vekt % Asfalteninnhold (harde) 0,95 vekt % Viskositet, fersk olje (13 ºC) 87 cp Tabell 3-6 Forvitringsegenskaper til Volve olje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter Parameter Timer Vinter Sommer (5 ºC, 10 m/s) (10 ºC, 5 m/s) Vanninnhold (%) 2 10 6 12 43 28 Fordampning (%) 2 10 9 12 16 15 Nedblanding (%) 2 4 0 Viskositet av emulsjon (cp) 12 17 1 2 1050 350 12 8000 1050 Gradering: Open Status: Final : Side 11 av 44

3.2.4 Miljøressurser, miljørisiko og akseptkriterier Miljørisikoanalysen for letebrønn 15/6-13 GK East 3 er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til NOROGs veiledning for miljørisikoanalyser for sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk og strandhabitat. En gjennomgående beskrivelse av hvilke VØKer som er brukt i OPERAto for GK East 3 kan finnes i miljørisikoanalysen for Volve [1]. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 15/6-13 GK East 3 benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 3-7). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunn av hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader» Tabell 3-7 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 1 10-3 Moderat < 2,5 10-4 Betydelig < 1 10-4 Alvorlig < 2,5 10-5 Gradering: Open Status: Final : Side 12 av 44

3.3 Resultater 3.3.1 Influensområde For modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (marsmai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdet (>5 % sannsynlighet for treff av olje i 10x10 km ruter) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra letebrønn 15/6-13 GK East 3 er i de ulike sesongene presentert i Figur 3-2 og Figur 3-3. Figur 3-2 Sannsynlighet for treff ( 5 %) av >1 tonn olje i 10x10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn GK East 3 i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljes drift og spredning innenfor hver sesong. Oljedriftsresultatene er basert på bruk av Volve-olje som ligger inne i OPERAto-modellen for Volve. Gradering: Open Status: Final : Side 13 av 44

Figur 3-3 Sannsynligheten for treff ( 5 %) av >1 tonn olje i 10x10 km sjøruter for en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 15/6-13 GK East 3 i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Oljedriftsresultatene er basert på bruk av Volve-olje som ligger inne i OPERAto-modellen for Volve. Bruk av OPERAto-verktøyet til Volve for letebrønn 15/6-13 GK East 3 ansees som konservativt. Oljedriftsresultatene er basert på Volve olje, som ligger inn i OPERAto modellen for Volve. 95 persentilen for korteste drivtid til land, beregnet for Volve, er ca 17 døgn med en maksimal emulsjonsmengde på 5768 tonn. Det vil ikke forekomme stranding i de prioriterte områder (korteste drivtid >20 døgn). Gradering: Open Status: Final : Side 14 av 44

3.3.2 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav Miljørisiko i hver skadekategori for sjøfugl i åpent hav i Nordsjøen er vist i Figur 3-4. Miljørisikoen er størst i vintersesongen og kategorien alvorlig miljøskade, med 27,4 % av akseptkriteriet. % Andel av akseptkriteriet Pelagisk sjøfugl 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% Mindre Moderat Betydelig Alvorlig Vinter 5,40% 22,00% 14,50% 27,40% Vår 3,50% 14,30% 8,40% 10,80% Sommer 3,50% 14,30% 6,60% 3,10% Høst 4,00% 16,80% 6,50% 6,60% Figur 3-4 Miljørisiko forbudent med utblåsning fra letebrønn 15/6-13 GK East 3 presentert for pelagisk sjøfugl (Nordsjøen) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger. 3.3.3 Miljørisiko for kystnære sjøfugl Miljørisiko for kystnær sjøfugl er vist i Figur 3-5. Miljørisikoen er størst i sommersesongen med 13,7 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade. Gradering: Open Status: Final : Side 15 av 44

Kystnære VØK % Andel av akseptkriteriet 16,00% 14,00% 12,00% 10,00% 8,00% 6,00% 4,00% 2,00% 0,00% Mindre Moderat Betydelig Alvorlig Vinter 0,80% 4,40% 4,60% 6,20% Vår 1,00% 5,30% 6,10% 10,60% Sommer 1,20% 7,20% 9,30% 13,70% Høst 0,70% 3,90% 5,20% 8,70% Figur 3-5 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 15/6-13 GK East 3 presentert for kystnære VØK (Nordsjøen) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger 3.3.4 Miljørisiko for stranding Miljørisiko for strandhabitat er vist i Figur 3-6. Miljørisikoen er størst i sommersesongen med 4 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Gradering: Open Status: Final : Side 16 av 44

Stranding % Andel av akseptkriteriet 4,50% 4,00% 3,50% 3,00% 2,50% 2,00% 1,50% 1,00% 0,50% 0,00% Mindre Moderat Betydelig Alvorlig Vinter 1,60% 3,20% 0,20% 0,00% Vår 1,40% 2,50% 0,20% 0,00% Sommer 1,70% 4,00% 0,80% 0,00% Høst 1,40% 3,30% 0,50% 0,00% Figur 3-6 Miljørisiko for strandhabitat forbundet med utblåsning fra letebrønn 15/6-13 GK East 3, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger 3.4 Konklusjon miljørisiko Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 15/6-13 GK East 3 ligger, for alle VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALRARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 15/6-13 GK East 3 er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Gradering: Open Status: Final : Side 17 av 44

4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på forventede dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [4]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setterkrav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minst 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. Gradering: Open Status: Final : Side 18 av 44

4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [4,5], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning (tidligere OLF) [2] og NOFO [7]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktssystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) 4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil av korteste drivtid til land). 4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for den spesifikke aktiviteten. Statoil legger til grunn et prinsipp, for å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen, om at barriere 3 og 4 dimensjoneres slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding innen 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til kapasitet tilsvarende grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer Gradering: Open Status: Final : Side 19 av 44

og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95- persentilen av korteste drivtid til land. 4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 Beredskapsbehovet i barriere 5 er basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for den spesifikke aktiviteten. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95 persentilen av korteste modellerte drivtid til hvert prioritert område. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn spesifiseres ikke krav til beredskap i barriere 3, 4 og 5. 4.3 Analysegrunnlag 4.3.1 Oljens egenskaper Tabell 3-6 gir en oversikt over Volveoljen sine forvitringsegenskaper ved ulik vind og temperatur. 4.3.2 Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 15/6-13 GK East 3 Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 15/6-13 GK East 3 Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 6425 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar Dimensjonerende (vektet) utblåsningsrate for 15/6-13 GK East 3 Middels utslipp - 2000 m 3 punktutslipp Mindre utslipp - 100 m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Eksempelvis lekkasje fra brønn Gradering: Open Status: Final : Side 20 av 44

4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. Funksjonene som er områdespesifikke for 15-6-13 GK East 3 er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6]. 4.3.3.1 Operasjonslys Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 15/6-13 GK East 3 (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2. Gradering: Open Status: Final : Side 21 av 44

Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 4-2 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 15/6-13 GK East 3 er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 38 % 66 % 80 % 50 % 58 % 4.3.3.2 Bølgeforhold Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 3 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 15/6-13 GK East 3. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-3. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-4. Gradering: Open Status: Final : Side 22 av 44

Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-3 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 15/6-13 GK East 3 Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 50 % 66 % 78 % 60 % 64 % Kystvakt-system 37 % 56 % 70 % 48 % 53 % Tabell 4-4 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 15/6-13 GK East 3 Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 75 % 91 % 99 % 86 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 75 % 91 % 99 % 86 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 54 % 79 % 95 % 70 % 4.3.3.3 Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-5 Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. Gradering: Open Status: Final : Side 23 av 44

Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3. Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 % 4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per november 2014 [7]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen, Tabell 4-7. Gradering: Open Status: Final : Side 24 av 44

Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per november 2014 [7] Tabell 4-7 Oljevernressurser benyttet i analysen Oljevernressurser Avstander fra 15/6-13 GK East 3 (nm) Esvagt Bergen 14 Stril Power 46 Esvagt Stavanger 123 Havila Troll 143 Stril Herkules 20 Redningsskøyte Haugesund 12 Redningsskøyte Egersund 137 Redningsskøyte Kleppestø 156 Redningsskøyte Måløy 229 Redningsskøyte Kristiansund 336 Gradering: Open Status: Final : Side 25 av 44

Tabell 4-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [7] Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen 14 knop 10 timer 30 timer 48 timer Tampen: 1 time Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer Sleipner/Volve: 1 time Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Goliat: 4 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer for avstander <120 nm fra utvalgte stasjoner og polarbase, 36 timer for avstander >120nm Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time 4.3.5 Influensområder og stranding Resultatene fra oljedriftssimuleringene for Volve viser at 95-persentilen av korteste drivtid inn til land er 17 døgn. 95- persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 5768 tonn. Innenfor influensområdet er det ingen prioriterte områder med stranding innenfor korteste drivtider på 20 døgn. Gradering: Open Status: Final : Side 26 av 44

4.4 Resultat 4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 For GK East 3 er systembehov beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-9), medium utslipp (Tabell 4-10) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-11). For dimensjonerende hendelse er det beregnet behov for 3 systemer i barriere 1 og 2 systemer i barriere 2 for vintersesongen. Tabell 4-9 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Sommer 15 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) 100 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 10 9 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 86 91 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 10 6 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 96 97 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 1050 350* Behov for NOFO-systemer 1 1 * Viskositeten av emulsjonen er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. Tabell 4-10 Antall systemer ved et medium utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 5 C 10 m/s Sommer 15 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) 2000 2000 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 10 9 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 1720 1820 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 10 6 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 1911 1936 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 1050 350* Behov for NOFO-systemer 2** 2** * Viskositeten av emulsjonen er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. ** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det noe konservativt inn behov for 2 NOFO systemer. Gradering: Open Status: Final : Side 27 av 44

Tabell 4-11 Beregnet beredskapsbehov ved dimensjonerende hendelse for 15/6-13 GK East 3 i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) 6425 6425 Tetthet (Kg/Sm 3 ) 889 889 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 10 9 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 4 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 5526 5847 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 10 6 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) 6139 6220 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 1050 350* Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >30.000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 3 3 Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 3722 1707 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 3350 1599 Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 16 15 Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 17 1 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 2713 1487 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 43 28 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) 4760 2066 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 8000 1050 Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >30.000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 2 1 * Viskositeten av emulsjonen er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. For letebrønn 15/6-13 GK East 3 settes det krav til første NOFO system med slepefartøy innen 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Viskositeten for Volveoljen er svært lav de første timene ved sommerforhold, og mekanisk opptak vurderes som hensiktsmessig først etter 9 timer på sjø. For barriere 1 og 2 settes det krav til fullt utbygd barriere, 5 systemer, innen 20 timer, både vinter og sommer. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Eksempel på mulig disponering som gir best oppnåelig responstid er vist i Tabell 4-12. Gradering: Open Status: Final : Side 28 av 44

Tabell 4-12 Eksempel på disponering av oljevernressurser ved dimensjonerende hendelse ved 15/6-13 GK East 3 Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm) Responstid OR-fartøy/slepefartøy Esvagt Bergen Sleipner 14 5 timer OR-fartøy Daughter craft frem til Redningsskøyte fra Haugesund kan være på lokasjon (9 timer) Responstid inkl. utsetting av lenser 5 timer Stril Power Balder 46 10 timer OR-fartøy 10 timer slepebåt, Redningsskøyte Egersund Esvagt Stavanger Oseberg 123 11 timer OR-fartøy 11 timer slepebåt, Redningsskøyte Kleppestø Havila Troll Troll 143 12 timer OR-fartøy 14 timer slepefartøy, Redningsskøyte Måløy Stril Herkules Tampen 154 13 timer OR-fartøy 20 timer slepebåt, Redningsskøyte Kristiansund 10 timer 11 timer 14 timer 20 timer Gradering: Open Status: Final : Side 29 av 44

4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 5768 tonn, basert på data gitt i miljørisikoanalysen for Volve. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 281 tonn/døgn for vinterhalvåret og 101 tonn/døgn for sommerhalvåret. Tabell 4-13 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 15/6-13 GK East 3 Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 15 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 5768 5768 Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 39 73 Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 3497 1578 Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 20 36 Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 2808 1005 Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 281 101 Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 2 1 Samlet barriereeffektivitet i barriere 3 (%) 22 56 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm 3 /d) 220 44 Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 3 1 Antall utvalgte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn) 0 0 Behov for kystsystemer i barriere 3 (basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 2 1 Behov for fjordsystemer i barriere 4 (basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 3 1 Det settes krav til 2 Kystsystem (type A eller B) og 3 Fjordsystem (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 15/6-13 GK East 3. Responstiden er satt til 17 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. For hvert prioritert område finnes strategiplaner og detaljerte kart. Strategiplanene inneholder en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet skal foreligge som storformat PDF-dokument (A1-format), tilgjengelig for utskrift ved behov. Følgende kart foreligger for de prioriterte områdene: - Basiskart - Verneområder - Operasjonsdyp og tørrfallsområder - Strandtyper - Adkomst og infrastruktur Gradering: Open Status: Final : Side 30 av 44

4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Korteste drivtid til land for prioriterte områdene er lenger enn 20 døgn, det utføres dermed ikke forhåndsdimensjonering av beredskapsressurser for barriere 5. Ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. 4.5 Konklusjon beredskapsanalyse Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 15/6-13 GK East 3 er oppsummert i Tabell 4-14. Det er satt krav til 5 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 20 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til 2 Kystsystemer og 3 Fjordsystemer med responstid på 17 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA. Tabell 4-14 Statoils krav til oljevernberedskap for boring av letebrønn 15/6-13 GK East 3 Barriere 1 2 Systemer og responstid Barriere 3 og 4 Systemer og responstid 5 NOFO-systemer Første system innen 5 timer Fullt utbygd barriere innen 20 timer, både vintersesong og sommersesong 2 Kystsystemer og 3 Fjordsystemer, responstid på 17 døgn Barriere 5 Systemer og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Ingen spesifikke krav. Ressurser mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAer. Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Gradering: Open Status: Final : Side 31 av 44

5 Referanser [1] DNV (2011) OPERAto Volve. Rapport nr 2011-0581 [2] OLF (2007) Veileder for miljørettet risikoanalyse [3] Sintef (2006) Volve oljens forvitringsegenskaper og dispergerbarhet. Rapport nr: STF80MK A06240 [4] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning [5] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [6] Statoil (2012) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. [7] NOFOs nettsider - www.nofo.no [8] Kystverket www.kystverket.no Gradering: Open Status: Final : Side 32 av 44

App A Blowout Scenario Analysis Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration wells East 3 (15/6-13). Alexander Solberg, TPD TEX SSC ST Fornebu, 20 th November 2014 Summary This note presents a updated quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well East 3 (15/6-13)). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be 1.8 10-4. The oil blowout rates range between 2500 and 8200 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 77 days with a 0.7 % probability. Table 1: Overall results for East 3 Probability top/ sub Rate (Sm3/d) Probability distribution - duration 2 5 14 35 77 Scenario probability 2600 0.2 Topside 0,25 6700 0.4 8200 0.66 0.14 0.09 0.03 0.07 0.4 Average: 6500 2500 0.2 Subsea 0,75 6600 0.4 8100 0.49 0.16 0.14 0.06 0.15 0.4 Average: 6400 1 Introduction Statoil is planning to start drilling the East 03 exploration well in the North Sea Q1 2015. The semi-submersible Songa Trym is planned used for drilling the well. Gradering: Open Status: Final : Side 33 av 44

The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Input from the project /4/ Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project. 2 Well specific information Water depth at well location is 118 meters MSL. The distance RKB-MSL of Songa Trym is 25 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in the Hugin and Sleipner sst formations. According to the well design the 12 ¼ section will be drilled to 3260 meters MD TVD RKB and a 9 5/8 liner will set with TOL at 2640 meters TVD RKB. The 8 ½ section will be drilled through Hugin and Sleipner formations with an expected top of 3371 meters TVD RKB for Hugin and 3412 meters TVD RKB for Sleipner. Total depth will be at about 3655 meters MD RKB Gradering: Open Status: Final : Side 34 av 44

Figure 1: Well Schematic for well 15/6-13, East 3 Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 2 to Table 3 below. Gradering: Open Status: Final : Side 35 av 44

Table 2: Reservoir data for well 15/6-13, ref /4/ Reservoir Data Unit Hugin Sleipner Top reservoir m TVD RKB 3399 3440 Total formation thickness m TVT 41 100 HC bearing formation thickness m TVT 41 100 Net/Gross v/v 0.797 0.25 Net pay m 32.7 25 or 3 Porosity v/v 0.185 0.14 Permeability md 67.5 1 or 500 Kv/kh ratio 0.4 0.03 Temperature (top res) C 115 117 Resevoir pressure (top res) bar 508 513 Reservoir length along well m 6200 3094 Reservoir width across well m 1700 813 X-position of well within reservoir m 1650 656 Y-position of well within reservoir m 150 281 Well location Discovery probability % 53.7 - Calculations Unit Hugin Sleipner Sleipner 3m Most likely fluid type in place gas/cond/oil Oil Oil Oil 5m exposure PI Sm3/d/bar 7.0 0.09 - AOF Sm3/d 2652 32-50% exposure PI Sm3/d/bar 14.9 0.2-100% exposure 1 PI AOF Sm3/d 5613 61 - Sm3/d/bar 20.7 0.3 15.2 AOF Sm3/d 7818 93 5560 1 The average of the simulation cases using the two different input parameters for Sleipner is used in the rates result section. Gradering: Open Status: Final : Side 36 av 44

Table 3: Fluid properties for the expected fluid from well 15/6-13, ref /4/. Fluid data Unit Hugin Sleipner Reference field/well for fluid properties McHenry (15/6-12) McHenry (15/6-12) Gas/oil/water contact(s) 15/6-13 m TVD MSL Oil down to Oil down to FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Oil density kg/m3 855 855 Gas gravity sg 0.881 0.881 Condensate density kg/m3 - - GOR Sm3/Sm3 328 328 FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Oil oil Reservoir fluid density g/cc 0.633 0.629 Gas density g/cc - - Oil density g/cc 0.633 0.629 Viscosity cp 0.252 0.247 CO2 % 3.12 3.12 N2 % 0.46 0.46 H2S % 0 0 Formation Volume Factor, B Rm3/Sm3 1.914 1.924 Gradering: Open Status: Final : Side 37 av 44

3 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. The expected fluid in the well is oil. An average blowout frequency for wildcat wells is used. P(blowout, wildcat exploration, oil well) = 1.76 10-4 per well The frequency relate to an average well with hydrocarbons in one section. The blowout frequency is considered applicable for East 3 2. Songa Trym is planned used for drilling the well. This is a semi-submersible drill rig that will operate on thruster assisted mooring. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 75% and 25% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 1.76 10-4 0,75 = 1.3 10-4 P(blowout with surface release) = 1.76 10-4 0,25 = 0.4 10-4 2 For a potential side-track the same frequency can be used (if considered a wildcat well). Or, if it is considered an appraisal well, the frequency would be 1.64 10-4, i.e. lower than for the main well. Gradering: Open Status: Final : Side 38 av 44

4 Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed have been calculated in Prosper, ref /4/. Simulations were performed by the project and the data has been evaluated and checked by safety technology (ST) and the production support center (PSC). Input parameter uncertainty is greater for the Sleipner formation, i.e Hugin uses expected data whereas for Sleipner conservative data are applied (P90). The permeability for Sleipner is derived from the 15/6-12 well which is believed to be the closest analogue. As Sleipner is a very heterogeneous formation, the geometrical mean was used: 1mD. The 15/6-12 well had a few layers of very high permeability sands. To take that into account, a second case is presented here: 3m of net sand with a permeability of 500 md. In the results the average of the two simulation cases using different Sleipner input are used for the potential blowout rates in the tripping scenario. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of primary reservoir exposed 2 Drilling ahead 50% of total reservoir length exposed 3 Tripping All reservoir zones fully exposed Table 4: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities. Section 8 ½ Scenarios Scenario Blowout rates*, (Sm3/d) East 3 probability Surface Seabed Top penetration 20% 2600 2500 Drilling ahead 40% 6700 6600 Tripping 40% 8200 8100 Weighted average rate 6500 6400 * Adjusted towards the nearest hundred. It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. For a full description of the rate calculations see the Prosper simulation files /3/. Gradering: Open Status: Final : Side 39 av 44