Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 7220/2-1 Isfjell

7220/2-1 Isfjell Gradering: Open Status: Final Side 1 av 32

Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Open Utløpsdato: Distribusjon: Fritt Status Final Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.: 2014-07-03 Forfatter(e)/Kilde(r): Louise-Marie Holst Omhandler (fagområde/emneord): Miljørisiko, akutt utslipp, oljevernberedskap Merknader: Trer i kraft: Oppdatering: Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet): Fagansvarlig (navn): Dato/Signatur: TPD TEX SSC EIA Endre Aas Utarbeidet (organisasjonsenhet): Utarbeidet (navn): Dato/Signatur: TPD TEX SSC EIA ET Louise-Marie Holst Anbefalt (organisasjonsenhet): Anbefalt (navn): Dato/Signatur: TPD TEX SSC EIA Arne Myhrvold Godkjent (organisasjonsenhet): Godkjent (navn): Dato/Signatur: TPD TEX SSC EIA Marianne Tangvald Gradering: Open Status: Final Side 2 av 32

Innhold 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 4 2.1 Definisjoner og forkortelser... 4 2.2 Bakgrunn... 6 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 6 3 Miljørisikoanalyse... 7 3.1 Metodikk... 7 3.2 Analysegrunnlag... 8 3.2.1 Type operasjon og utslippssannsynlighet... 8 3.2.2 Utblåsningsrater og -varigheter... 8 3.2.3 Oljetyper og oljedriftssimuleringer... 9 3.2.4 Miljøressurser, miljørisiko og akseptkriterier... 10 3.3 Resultater... 11 3.3.1 Influensområde... 11 3.3.2 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav... 13 3.3.3 Miljørisiko for kystnære VØK... 13 3.3.4 Miljørisiko for strandhabitat... 14 3.3.5 Miljørisiko for iskant... 14 3.4 Konklusjon - miljørisiko... 15 4 Beredskapsanalyse... 16 4.1 Ytelseskrav... 16 4.2 Metodikk... 17 4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2... 17 4.2.2 Dimensjonering av barriere 3, 4 og 5... 18 4.3 Analysegrunnlag... 18 4.3.1 Oljens egenskaper... 18 4.3.2 Utslippsscenarier... 18 4.3.3 Forutsetninger for oljevernressurser... 18 4.3.3.1 Operasjonslys... 19 4.3.3.2 Bølgeforhold i åpent hav... 19 4.3.3.3 Bølger i kystsonen... 20 4.3.3.4 Beredskapssystemer... 21 4.3.4 Influensområde og stranding av emulsjon... 23 4.4 Resultat... 23 4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2... 23 4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3, 4 og 5... 25 4.5 Konklusjon - beredskapsanalyse... 25 5 Referanser... 25 Vedlegg A... 26 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 3 av 32

1 Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn i Barentshavet. Brønnen ligger ca. 220 km fra nærmeste land, Ingøy i Finnmark. Vanndypet er 426 m MSL. Boringen har planlagt oppstart i tredje kvartal 2014, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Spitsbergen. Miljørisikoanalysen er gjennomført ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool), fremstilt av DNV i 2013 og utført av Statoil i 2014. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen, samt setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten. Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn, for alle VØKer, er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. Statoil har satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2. Det er lange drivtider til land og lav sannsynlighet for stranding og det er derfor ikke spesifisert krav om dimensjonering av barriere 3, 4 og 5. Ressurser vil imidlertid kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og eventuelt berørte IUAer. 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen 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. Barriere: Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem. Barriere-effektivitet: Prosentandel av overflateolje som samles opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriere-effektiviteten maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre (konsentrerte flak) vil barriere-effektiviteten kunne overstige systemeffektiviteten. Barrierekapasitet: Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasitet forutsette at tilgangen til oljen er tilstrekkelig til at systemets kapasitet kan utnyttes fullt. 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). DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 4 av 32

Gangtid: Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres. IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp med mer enn 1 tonn olje innenfor 10 x 10 km rute, iht oljedriftsberegninger. IUA: Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. 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 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. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap 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. OPERAto: Operational Risk Analysis tool. Et regneverktøy som fungerer som en fullstendig miljørisikoanalyse for brønner med lik oljetype og innenfor en radius på 50km fra et bestemt punkt. Miljørisikoen kan beregnes for brønner med ulike utblåsningsrater og -varigheter, samt ulik fordeling mellom sannsynlighet for sjøbunns- og overflateutslipp. OR-fartøy: Oil Recovery-fartøy som inngår i NOFO sin fartøyspool OSRL: Oil Spill Response Limited Responstid: Sammenlagt mobiliseringstid, klargjøringstid og gangtid. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 5 av 32

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. Systemeffektivitet: Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFOsystem. Systemkapasitet: Forventet oppsamlingsrate i m3/d for ett system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann osv. 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 gjennomført en miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er utført med verktøyet OPERAto for letebrønner i Barentshavet, som ble utviklet av DNV [1]. 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 ligger i Barentshavet (Figur 2-1). Brønnen ligger ca. 220 km fra Ingøy i Finnmark. Vanndypet på borelokasjon er ca 426 m MSL. Boringen har planlagt oppstart i tredje kvartal 2014, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Spitsbergen. Formålet med brønnen er å påvise drivverdige hydrokarbonvolum i Stø og Nordmela formasjonene, og det forventes en oljetype av liknende kvalitet som Skrugardoljen. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 6 av 32

Figur 2-1: Beliggenheten til letebrønn (svart punkt) og lokasjon for oljedriftsimulering, letebrønn Havis (rosa punkt). Tabell 2-1: Basisinformasjon for letebrønn Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 72 48'43"N 020 33 26"Ø Vanndyp 426 m MSL Analyseperiode Hele året (4 sesonger for miljørisikoanalysen) Borerigg Transocean Spitsbergen (semi-submersible) Sannsynlighet for utblåsning 1,76 x 10-4 Sannsynlighetsfordeling (%) (overflate/sjøbunn) 20 / 80 Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /døgn) 1750 Oljetype (referanseolje) Skrugard Tid for boring av avlastningsbrønn (lengste varighet, døgn) 77 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 (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i OLFs veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. OPERAto er et verktøy som kan brukes til å beregne miljørisiko på flere letebrønner. Forutsetninger som må være oppfylt er at brønnen ligger innenfor en radius på 50 km fra referanselokasjon, i dette tilfellet letebrønnen Havis, (Figur 3-1); oljetype må være tilsvarende og rater må ligge innenfor ratene benyttet i modellen. OPERAto gir sesongvise resultat på influensområde, miljørisiko og strandingsstatistikk og ansees som likeverdig med en fullstendig miljørisikoanalyse. Inngangsdataene til verktøyet er sannsynlighet av utblåsning, forventet rate og varighetsfordeling, samt en fordeling av sannsynlighet for sjøbunns- og overflateutslipp. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 7 av 32

Figur 3-1: Geografisk gyldighetsområde for OPERAto. Trekant viser til utslippspunkt brukt i oljedriftsberegninger (letebrønnen Havis), som vil være gjeldende for letebrønner innenfor en 50 km radius. 3.2 Analysegrunnlag 3.2.1 Type operasjon og utslippssannsynlighet Letebrønn vurderes som en normal letebrønn, der et eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Scandpower-rapporten (2014) er den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,76 x 10-4 (se Vedlegg A for flere detaljer). Brønnen er planlagt boret med Transocean Spitsbergen. Transocean Spitsbergen er en oppankret flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en eventuell utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på overflate kontra sjøbunn under boring er satt til henholdsvis 20 % / 80 %. - Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning:1,76 10-4 0,80 = 1,41 10-4 - Sannsynlighet for overflateutblåsning: 1,76 10-4 0,20 = 3,52 10-5 3.2.2 Utblåsningsrater og -varigheter Simulert utblåsningsrate og tilhørende sannsynlighet er presentert i Tabell 3-1. Ratene varierer mellom 100 og 6000 Sm 3 /d (se Vedlegg 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 sjøbunnsutslipp er 1300 Sm 3 /d og vektet rate for overflateutslipp er 3700 Sm 3 /d. Total vektet rate, basert på fordeling mellom sjøbunnsutblåsning og overflateutslipp, er 1750 Sm 3 /d. Tabell 3-1: Simulert utblåsningsrate, med tilhørende sannsynlighet for raten, fra utblåsningsanalysen (Vedlegg A) Sannsynlighet for raten (%) Utblåsningsrate Overflate (Sm3/d) 20 400 100 40 3100 1100 40 6000 2000 Total vektet rate 1750 Utblåsningsrate Sjøbunn (Sm3/d) Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 8 av 32

Tabell 3-2: Utblåsningsrate med tilhørende sannsynlighet for raten, fordelt på sjøbunn og overflateutblåsning, brukt i OPERAtoverktøyet (konservativ tilpasning) Overflate Sjøbunn Sannsynlighet for raten (%) Utblåsningsrate (sm3/d) Sannsynlighet for raten (%) Utblåsningsrate (Sm3/d) 20 400 20 400 40 5000 80 2500 40 7500 Beregnet sannsynlighet for varighet av en utblåsning er beregnet i Vedlegg A og presentert i Tabell 3-3. Maksimal varighet for en utblåsning, som vil være den maksimal forventede tiden å bore en avlastingsbrønn 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 Vedlegg A Varighet (døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%) Varighet (døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%) 0,5 41 28 28 0,7 1,7 1 12,3 10 35 0,4 0,9 2 13,1 11,4 42 0,2 0,6 5 14,4 15,7 49 0,1 0,4 7 3,8 5,2 56 0,8 1,7 10 3,1 4,8 63 2,6 5,3 14 2,1 3,7 70 2,6 5,1 21 1,6 3,4 77 1 2 Tabell 3-4: Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid, brukt i OPERAto-verktøyet, konservativ tilpasning Varighet (døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%) 0,5 41 28 2 25 21 5 14 16 14 9 14 35 3 6 70 6 13 100 1 2 3.2.3 Oljetyper og oljedriftssimuleringer Letebrønnen bores i nærområdet til Skrugard-funnet, og det forventes en oljetype av lignende kvalitet. Skrugard råolje er en middels lett råolje med tetthet 871 kg/sm 3, et lavt asfalteninnhold (0,05 vektprosent) og voksinnhold (1,9 vektprosent). Ved olje på havoverflaten vil den innledende fordampningen føre til en relativt rask økning i voks - og asfalteninnhold [3]. Viktige oljeparametere og forvitringsegenskaper for Skrugard er gitt i Tabell 3-5 og Tabell 3-6. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 9 av 32

Oljedriftsberegningene for OPERAto er gjennomført for lokasjonen 72 27' 38,"N, 020 09' 09"Ø og et havdyp på 380 m. Avstanden mellom lokasjonen til Isfjell og lokasjonen benyttet for oljedriftsberegninger (Havis) er 41 km. Analysen for letebrønn er gjennomført som en helårig analyse og dekker dermed planlagt boreperiode. Tabell 3-5: Oljeparametere for Skrugard Parameter Skrugard Oljetetthet 871 kg/m 3 Maksimalt vanninnhold 80 % Voksinnhold 1,9 vekt % Asfalteninnhold (harde) 0,05 vekt % Viskositet, fersk olje (13 C) 32 cp Tabell 3-6: Forvitringsegenskaper til Skrugard ved 2 og 12 timer, sommer og vinter Parameter Timer Sommer Vinter (10 ºC, 5 m/s) (5 ºC, 10 m/s) Vanninnhold (%) 2 22 52 12 68 80 Fordampning (%) 2 5 6 12 11 14 Nedblanding (%) 2 0 3 Viskositet av emulsjon (cp) 12 2 18 2 84 439 12 1270 4580 3.2.4 Miljøressurser, miljørisiko og akseptkriterier Miljørisikoanalysen for letebrønn er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse i henhold til OLFs veiledning for miljørisikoanalyser for sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk, strandhabitat og iskant [2]. En gjennomgående beskrivelse av hvilke VØKer som er brukt i OPERAto for Isfjell finnes i miljørisikoanalysen for Skavl [4]. 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 benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 3-7). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag 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 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 10 av 32

Moderat < 2,5 10-4 Betydelig < 1 10-4 Alvorlig < 2,5 10-5 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). Influensområdene ( 5 % sannsynlighet for treff av olje i 10 x 10 km ruter), gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra letebrønn i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-2 og Figur 3-3. Figur 3-2: Sannsynligheten for treff ( 5 %) av > 1 tonn i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn Isfjell 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. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 11 av 32

Figur 3-3: Sannsynligheten for treff ( 5 %) av > 1 tonn i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn Isfjell 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. Strandingsstatikk i form av strandet emulsjon og drivtid (P95) er oppsummert i Tabell 3-8. Tabell 3-8: Strandingsstatistikk inn til land gitt en oljeutblåsning ved Isfjell Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår 315 37,0 Sommer 74 58,8 Høst 0 N/A Vinter 294 40,0 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 12 av 32

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 3.3.2 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav Miljørisiko for alle VØKer er beregnet for alle årets måneder. De oppgitte verdiene betegner måneden med høyest utslag innenfor hver sesong. Miljørisiko i hver skadekategori for sjøfugl i åpent hav i Barentshavet er vist i Figur 3-4. Miljørisikoen er størst i høstsesongen og kategori moderat miljøskade, med 24,9 % av akseptkriteriet. Figur 3-4: Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn presentert for sjøfugl i åpent hav, (Barentshavet ), og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår -, sommer -, høst - og vintersesongen. 3.3.3 Miljørisiko for kystnære VØK Miljørisiko for kystnær e VØK (kystnær sjøfugl og sjøpattedyr) er vist i Figur 3-5. Miljørisikoen er størst i vårsesongen, med 7,6 % av akseptkr iteriet for moderat miljøskade. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 13av 32

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn Figur 3-5: Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn presentert for k ystnære VØK er (Barentshavet) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. 3.3.4 Miljørisiko for strandhabitat Miljørisikoen for strandhabitat er vist i Figur 3-6. Miljørisikoen er størst i vårsesongen, med 1,7 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Figur 3-6: Miljørisiko for strandhabitat for bundet med utblåsning fra letebrønn, presentert som prosentandel av akseptkriteriet. 3.3.5 Miljørisiko for iskant Miljørisiko for iskanten er vist i Figur 3-7. Miljørisikoen er størst i vårsesongen, med 4,5 % av akseptkriteriet for betydelig miljøskade. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 14av 32

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn I oljedriftsmodelleringen som danner grunnlaget for foreliggende studie er det lagt til grunn midlere månedsvis isutbredelse for perioden 2001-2011. Måneden med størst isutbredelse i hver sesong er valgt som representativ for hele sesongen. Dette er en konservativ tilnærming, da isutbredelsen i store deler av perioden (sesongen) statistisk sett vil være mindre. For iskanten er det beregnet treffsannsynlighet av ulike oljemengdekategorier per 10 10 km gridcelle, som videre danner grunnlaget for beregning av sannsynlighet for skade per rute langs iskanten. Figur 3-7: Miljørisiko for iskant, for bundet med utblåsning fra letebrønn, presentert som prosentandel av akseptkriteriet. 3.4 Konklu sjon - miljør isiko Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn ligger, for alle VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterierog under ALARP-nivå(50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 15av 32

4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengden 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. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene (Figur 4-1) er beskrevet under. 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 setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp 500 m3 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 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 maksimal 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 maksimal strandet mengde emulsjon inn til prioritert område. Strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentil av korteste drivtid inn til prioritert område. Figur 4-1: Illustrasjon av barriere-konseptet benyttet i en oljevernaksjon, fra åpent hav til kyst Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 16 av 32

4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boringen av letebrønnen er satt ut fra Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer, som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin veiledning [5] og NOFO [6]. Fartøyene som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barrierene: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) Et NOFO-system består av: - Et oljevernfartøy et forsyningsfartøy med oljevernklasse (OR) - En 400 meters lense - En oljeopptaker, tradisjonell Transrec eller opptaker for voksholdig olje med høy viskositet - Et slepefartøy - Lagringskapasitet for oljeemulsjon på 1000 m 3 - NOFO-personell Figur 4-2: Konfigurasjon av en NOFO-lense med slepebåt 4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 Krav til oljevern i barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, under boring av letebrønn er satt ut fra beregnet systembehov basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Statoil har valgt å gjøre beregninger for to årstider, sommer og vinter. Vintersesonger krever som regel høyest beredskap. Sommerstid benyttes oljens egenskaper ved en vindstyrke på 5 m/s, mens det for vinterstid benyttes egenskaper ved vindstyrke 10 m/s. Utregningen viser hvor mange systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde ved disse betingelsene for de to årstidene. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 17 av 32

For dimensjonering av barriere 2 beregnes det antall systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde 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. Disse dataene hentes fra NOFO sine nettsider. I beregningen av systembehov for barriere 1 og 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Beregnet systembehov på desimalnivå avrundes oppover til nærmeste hele tall. 4.2.2 Dimensjonering av barriere 3, 4 og 5 Beredskapsbehovet i barriere 3, 4 og 5 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 (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapen 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 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. 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 Skrugardoljen 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 7220/2-1 Isfjell. Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 1750 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar Dimensjonerende (vektet) utblåsningsrate for letebrønn Middels utslipp - 2000 m 3 punktutslipp Mindre utslipp - 100 m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra stigerør eller brønn Eksempelvis lekkasje fra stigerør Volum bestemt ut fra faglig vurdering Volum bestemt ut fra faglig vurdering 4.3.3 Forutsetninger for oljevernressurser 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 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 18 av 32

- 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 lensen er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. 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 4-2. For letebrønn (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2. Figur 4-2. Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 4-1: Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn er lokalisert Vinter Sommer Operasjonslys 23 % 100 % 4.3.3.2 Bølgeforhold i åpent hav Bølgeforhold i 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 11 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 er antatt å ha de mest ekstreme bølgeforholdene, og brukes konservativt gitt en hendelse for letebrønn. Antatt gjennomsnittlig Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 19 av 32

opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktssystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-2. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-3. Figur 4-3: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i åpent hav Tabell 4-2: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon (antatt stasjon 25) Vinter Sommer NOFO-system 51 % 77 % Kystvakt-system 38 % 69 % Tabell 4-3: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon (antatt stasjon 4) Vinter Sommer NOFO-system (Hs < 4 m) 77 % 99 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 77 % 99 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 56 % 96 % 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 representative for bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem gitt en hendelse ved letebrønnen Isfjell. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-1. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-2. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 20 av 32

Figur 4-3: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt som representative for Norskekysten. Tabell 4-1: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved letebrønn som ved stasjon 4 og 3 Vinter Sommer Kyst-system 39 % 65 % Fjord-system 66 % 72 % Tabell 4-2: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved letebrønn 7220/2-1 Isfjell som ved stasjon 4 og 3 Vinter Sommer Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 93 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 99 % 4.3.3.4 Beredskapssystemer Figur 7-1 viser plasseringen av NOFO-utstyr per juli 2014. Avstanden fra oljevernressurser til letebrønn er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen (Tabell 4-3). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 21 av 32

Figur 4-4: NOFOs utstyrsoversikt per juli 2014 Tabell 4-3: Oljevernressurser benyttet i analysen. Oljevernressurser Avstand fra Isfjell (nm) Beredskapsfartøy (Viking Avant I området eller Viking Princess) Esvagt Aurora Goliat 80 Hammerfest System 1 144 Hammerfest System 2 144 Tabell 4-4 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer 14 knop 10 timer (20 timer Sandnessjøen) 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 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 22 av 32

Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Goliat: 4 timer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knop hastighet, 1 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time 4.3.4 Influensområde og stranding av emulsjon Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentil av korteste drivtid inn til kyst- og strand er 37 døgn. 95- persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 315 tonn. Innenfor influensområdet er det ingen eksempelområder berørt av stranding. 4.4 Resultat 4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 Forutsetninger lagt til grunn i beregningene under: Systembehov er beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-5), medium utslipp (Tabell 4-6) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-7). For dimensjonerende hendelse er det beregnet behov for to systemer i barriere 1 og to systemer i barriere 2 for vinter. Beredskapsbehovet for sommeren er beregnet til totalt 2 systemer i barriere 1 og 2. Tabell 4-5: Antatt systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp à 100 Sm3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Sommer 15 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm3) 100 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 90 95 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 53 22 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 190 121 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 439 84 Behov for NOFO-systemer 1 1 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 23 av 32

Tabell 4-6: Antatt systembehov ved et medium utslipp punktutslipp à 2000 Sm3 Vinter 5 C 10 m/s Sommer 15 C 5 m/s Utslipp (Sm3) 2000 2000 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 1802 1894 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 53 22 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 3794 2419 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 439 84 Behov for NOFO-systemer 2 1 Tabell 4-7: Beregnet beredskapsbehov ved dimensjonerende hendelse for i barriere 1 og 2- Langvarig Utblåsning. Vinter Sommer Parameter 5 C - 10 m/s 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm3/d) 1750 1750 Tetthet (Kg/Sm3) 871 871 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 6,4 5 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 3,5 0,3 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1577 1657 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 52,5 21,7 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 3319 2117 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 439 84 Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >30.000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 2 1 Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 2079 482 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 988 377 Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 13,9 11,1 Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 17,9 1,9 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 771 348 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 79,7 68,1 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 3800 1092 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 4580 1270 Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >30.000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 2 1 For letebrønn settes det krav til første NOFO-system med slepefartøy innen 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Dette vil være riggens eget stand-by beredskapsfartøy. Viskositeten på emulsjonen til Skrugardoljen er svært lav de første timene på sjø, og mekanisk opptak vurderes som hensiktsmessig først etter 5 timer. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 24 av 32

For barriere 1 og 2 settes det krav til fullt utbygd barriere, 4 systemer, innen42 timer, både vinter og sommer. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. 4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3, 4 og 5 Ettersom korteste drivtid er lengre enn 20 døgn gjøres det ikke forhåndsdimensjonering av beredskapsressurser for barriere 3, 4 og 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 er oppsummert i Tabell 4-8. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 42 timer. Tabell 4-8: Statoils krav til oljevernberedskap for boringen av letebrønn Barriere 1 2 Systemer og responstid Barriere 3 og 4 Systemer og responstid 4 NOFO-systemer Første system innen 5 timer Fullt utbygd barriere innen 42 timer, både vintersesong og sommersesong Ingen spesifikke krav. Ressurser mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAer. 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 5 Referanser [1] DNV (2013). OPERAto Skavl 2012-1504 / 15YCITO-3. [2] OLF (2007). Veileder for miljørettet risikoanalyse. [3] SINTEF (2012). Skrugard crude oil weathering studies. Oil properties related to oil spill response, A22589. [4] DNV (2012). Miljørisikoanalyse (MRA) for letebrønn 7220/4-1 Skavl i PL532, 2012-1504 / 15YCITO-3. [5] OLF (2007). Veileder for miljørettet beredskapsanalyse. [6] NOFOs planverk - www.nofo.no Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 25 av 32

Vedlegg A Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis wildcat exploration well Isfjell (7220/2-1) Kari Apneseth, TPD TEX HSEC ST TOS Fornebu, 26 th June 2014 A.1 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the wildcat exploration well Isfjell. Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The oil blowout rates range between 100 and 6000 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 77 days with a 1.3 % probability. A.2 Introduction Statoil is planning to start drilling Isfjell exploration well in the Barents Sea Q4 2014. The well will be drilled by the semisubmersible Transocean Spitsbergen. 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/ Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project. A.3 Well specific information Water depth at well location is 426 meters MSL. The height is 40 m RKB MSL. Top primary target will be at 789 meters TVD MSL and second reservoir on 1565 meters TVD MSL. Table 1: Casing design Type Top Bottom OD ID (m MD) (m MD) (in) (in) 30 conductor 466 514 30 27 20 casing 466 625 20 18,73 9 5/8 casing 466 780 9,625 8,535 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 26 av 32

A.4 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. As the expected fluid is oil, an oil blowout frequency is used below. The main well is evaluated to be a wildcat well whereas the frequency for an appraisal well is used for the sidetrack; P(blowout, wildcat exploration, oil well) = 1,76 10-4 The frequency relate to an average wildcat well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, normally the 8 ½ section, and is considered applicable for Isfjell. Transocean Spitsbergen will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig that will operate with a dynamic positioning system. 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 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 1.76 10-4 0,90 = 1.6 10-4 P(blowout with surface release) = 1.76 10-4 0,10 = 1.8 10-5 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 27 av 32

A.5 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 has been calculated by Acona Flow Technology, assuming oil in both formations. 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 The simulation results are shown below in table 2. Table 2: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities /3/. Section 8 ½ Scenarios Scenario probability Surface Blowout rates*, (Sm3/d) Seabed Top penetration 20% 400 100 Drilling ahead 40% 3100 1100 Tripping 40% 6000 2000 Weighted rate 3700 1300 * 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 s everely degraded by erosion after a short period of time. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 28 av 32

A.6 Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in table 3. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 3: Time to drill a relief well (days), ref /4/ Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions 1 1 2 - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 10 12 30 - drilling 15 20 30 - geomagnetic steering into the well* 7 15 30 - killing the well* 1 2 5 * Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation. The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 34 and 97 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in table 4. The expected time found is 60 days. A probability distribution is presented in Figure 1. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 29 av 32

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn Figure 1: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 4 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/. Based on Table 4 maximum blowout duration is suggested to be 77 days. Table 4: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration (days) Surfa ce blowout Seabed blowout Duration (days) Surface blowout Seabed blowout 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 0,001 0,004 7 0,038 0,052 56 0,008 0,017 10 0,031 0,048 63 0,026 0,053 14 0,021 0,037 70 0,026 0,051 21 0,016 0,034 77 0,010 0,020 *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,003) are added to the probability of the preceding duration category. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 30av 32

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 2. In Figure 3 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Figure 2: Blowout duration described by probability distributions Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 31av 32

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions A.7 References /1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2008, Sintef Technology and Society, December 2008. /2/ Scandpower: Blowout and Well Release Frequencies based on Sintef Offshore Blowout Database 2011, 2012 /3/ Simulations performedby Acona Flow Technology, mail 26.06.14 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-02-15 Side 32av 32