Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 35/11-16 Juv

Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 1 av 48

Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Internal Distribusjon: Fritt i Statoilkonsernet Utløpsdato: Status 2015-03-18 Final Utgivelsesdato: : Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Stine Kooyman Omhandler (fagområde/emneord): Miljørisiko, akutt utslipp, oljevernberedskap Merknader: : Oppdatering: Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet): Fagansvarlig (navn): Dato/Signatur: TEX SSC EIT Tom Sørnes Utarbeidet (orginasjonsenhet): Utarbeidet (navn): Dato/Signatur: TEX SSC EIT ET Stine Kooyman Anbefalt (organisasjonsenhet): Anbefalt (navn): Dato/Signatur: TEX SSC EIT Arne Myhrvold Godkjent (organisasjonsenhet): Godkjent (navn): Dato/Signatur: TEX SSC EIT Marianne Tangvald Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 2 av 48

Innhold 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 7 2.1 Definisjoner og forkortelser... 7 2.2 Bakgrunn... 9 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 9 3 Miljørisikoanalyse... 10 3.1 Metodikk... 10 3.2 Geografisk lokasjon... 10 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet... 10 3.4 Utblåsningsrater og varigheter... 11 3.5 Oljetype og oljedriftssimuleringer... 11 3.5.1 Treffsannsynligheter... 12 3.5.2 Treff av olje i mengdekategorier... 15 3.6 Årstid... 16 3.7 Beskrivelse av miljøressurser/vøker... 17 3.7.1 Sjøfugl... 17 3.7.2 Marine pattedyr... 19 3.7.3 Strand... 19 3.7.4 Fisk... 19 3.8 Oppsummering av miljørisiko... 19 3.9 Konklusjon - miljørisiko... 24 4 Beredskapsanalyse... 25 4.1 Ytelseskrav... 25 4.2 Metodikk... 25 4.3 Analysegrunnlag... 27 4.3.1 Oljens egenskaper... 27 4.3.2 Utslippsscenarier... 28 4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer... 28 4.3.4 Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger... 31 4.3.5 Resultater fra oljedrifsberegninger - influensområde og stranding... 33 4.4 Resultat - Beredskapsbehov og responstider... 33 4.4.1 Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav... 33 4.4.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone... 36 4.4.3 Barriere 5 strandsanering... 37 4.5 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn Juv... 38 5 Referanser... 39 Vedlegg A... 40 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 3 av 48

1 Sammendrag Statoil ASA planlegger boring av letebrønn i det nordlige Nordsjøen. Brønnen ligger 60 km fra land (Ytre Sula i Sogn og Fjordane). Vanndypet i området er ca. 363 m. Boringen har planlagt oppstart siste kvartal 2013, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Som forberedelse til den planlagte leteboringen er det utarbeidet en miljørettet risikoanalyse for aktiviteten. Miljørisikoanalysen er gjennomført av DNV i 2013 [1] som en skadebasert analyse i henhold til Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktivi teter på norsk sokkel [2]. Miljørisikoen vurderes opp mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det er analysert for potensielle effekter på sjøfugl (kystnært og i åpent hav), fisk, marine pattedyr og for strandhabitater. Mulige konsekvenser for fisk gitt en utblåsning fra Juv er så lave at de ansees som neglisjerbare og fisk ble derfor ikke tatt med videre i miljørisikoberegningene. Figur 1-1 til 1-4 Grafisk fremstilling av beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønnen Juv i Nordsjøen i ulike sesongrn. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av sesong og art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Figure 1-1 Grafisk fremstilling av miljørisiko for Juv i høstsesongen Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 4 av 48

Figure 1-2 Grafisk fremstilling av miljørisiko for Juv i vinteresongen Figure 1-3 Grafisk fremstilling av miljørisiko for Juv i vårsesongen Figure 1-4 Grafisk fremstilling av miljørisiko for Juv i sommersesongen Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 5 av 48

I perioden april- juli er miljørisiko for lomvi beregnet til 188% akseptkriteriet for alvorlig miljøskade. Planlagt boreperiode for letebrønn Juv er Q4 2013, og i denne perioden er miljørisikoen for alle VØK-kategoriene innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen Juv er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko dersom planlagt aktivitet ikke forskyves inn i perioden april- juli. Statoil har gjennomført en beredskapsnalyse for letebrønnen. Det er satt krav til 7 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for boringen av. For barriere 3 og 4 er det satt krav til 8 Kystsystemer og 8 Fjordsystemer. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 6 av 48

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. 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. Gangtid: Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres. 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. IUA: Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning 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. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 7 av 48

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. 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. OR-fartøy: Oil Recovery-fartøy som inngår i NOFO sin fartøyspool OSRL: Oil Spill Response Limited 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. Responstid: Sammenlagt mobiliseringstid, klargjøringstid og gangtid, slepefartøy og tid til utsetting av lenser. 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. Størst strandet mengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst emulsjonsmengde til eksempelområdet. Systemeffektivitet: Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFOsystem. Systemkapasitet: Forventet oppsamlingsrate i m 3 /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. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 8 av 48

2.2 Bakgrunn I forkant av boringen av letebrønn i Nordsjøen er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en full skadebasert analyse. 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 (tabell 2-1). 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 Statoil planlegger boring av letebrønn i PL090 nord i Nordsjøen. Brønnen ligger rett nord for Fram-feltet, og ca. 60 km fra land som er Ytre Sula i Sogn og Fjordane (figur 2-1). Vanndypet i området er ca. 363 m. Boringen har planlagt oppstart i fjerde kvartal 2013, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Figur 2-1: Lokasjon for letebrønn Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 9 av 48

I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn benyttes Statoils akseptkriterier (tabell 2-1) for operasjonsspesifikk miljørisiko. 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 2-1: Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk risiko per år: Installasjonsspesifikk risiko per år: Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 2 10-2 < 1 10-2 < 1 10-3 Moderat < 5 10-3 < 2,5 10-3 < 2,5 10-4 Betydelig < 2 10-3 < 1 10-3 < 1 10-4 Alvorlig < 5 10-4 < 2,5 10-4 < 2,5 10-5 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 Norsk Olje og Gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. 3.2 Geografisk lokasjon Letebrønnen har følgende posisjon: Lat: 61deg, 08min, 01.10 sec N, Long: 03deg, 32 min, 01.15 sec E, og ligger ca 60km fra land (Ytre Sula). 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet Songa Trym er en halvt nedsenkbar, oppankret flyterigg med BOP plassert på havbunnen. Dette innebærer at en eventuell utblåsning sannsynligvis vil forekomme på havbunnen. Basert på informasjon fra Scandpower, og en samlet vurdering av scenarioer og type plattform, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på havbunn og overflate under boring satt til 0,75 / 0,25. Se Vedlegg A for flere detaljer. Hovedmålet for brønnen er J64 reservoaret og J52 reservoaret. Topp reservoar er forventet ved J64: 2947 mtvd RKB, og for J52: 3095 mtvd RKB. Reservoaret vil bli boret med 8 ½ diameter, og total dybde for hovedbrønnen vil være 3095m TVD RKB. For denne brønnen er det vurdert å benytte en utblåsningssannsynlighet som anbefalt av Scandpower for en wildcat brønn: P (utblåsning av olje leteboring wildcat): 2,26E-04 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 10 av 48

3.4 Utblåsningsrater og varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn er presentert i tabell 3-2. Beregnede utblåsningsrater for letebrønnen varierer mellom 100 og 5100 Sm 3 /d for overflateutblåsning, og 100 og 4800 Sm 3 /d for sjøbunnsutblåsning, med en vektet rate på 3510 Sm 3 /d. Tid til boring av avlastningsbrønn, basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha Monte-Carlo-simuleringer, vil ved en utblåsning ligge mellom 36 og 100 døgn, med en forventning på 65 døgn. Varighetsfordelingen inkluderer også stoppmekanismene capping og bridging, og maksimal varighet for en utblåsning er beregnet til 77 døgn. I miljørisikoanalysen for Juv er utblåsningsrater mellom 200-5100 Sm 3 /d benyttet. Utblåsningsrate 200 Sm 3 /d er benyttet til oljedriftssimuleringene i stedet for 100 Sm 3 /d, dette har ikke noen praktisk betydning for resultatene. Tabell 3-2 viser rate- og varighetsfordelingen for letebrønn. Tabell 3-2: Rate- og sannsynlighetsfordeling for blow out ved boring av Juv. For flere detaljer, se Vedlegg A Utslippssted Fordeling overflate/ sjøbunn Overflate 0,25 Sjøbunn 0,75 Rate Sm 3 / d 200 Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling(%) 2 5 14 35 77 Sannsynlighet for raten 0,3 4300 0,664 0,144 0,090 0,027 0,074 0,1 5100 0,6 200 0,3 4000 0,494 0,157 0,13 0,06 0,152 0,1 4800 0,6 3.5 Oljetype og oljedriftssimuleringer Den oljen som er mest representativ for letebrønnen er Framoljen. Det er gjennomført forvitringsstudie for denne oljen som ligger til grunn for denne miljørisikoanalysen for letebrønnen [3]. Tabell 3-3 gir en oversikt over viktige oljeparametre for Framoljen. I modelleringsarbeidet benyttes Fram som referanseolje. Bakgrunnsinformasjonen er innhentet fra forvitringsstudien gjennomført av SINTEF. Fram råolje er en parafinsk olje med et lite asfalteninnhold (< 0,18) og mye voks (6,1 vekt %). Den emulgerer hurtig og har et maksimalt vannopptak på 65 % (sommertemperatur, 13 C) og 75 % (vintertemperatur, 5 C). Emulsjonen vil miste mellom 40 og 90 % av vannet i løpet av en 24 timers periode avhengig av forvitringsgrad. Karakteristikker for Fram er sammenfattet i tabell 3-3. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 11 av 48

Tabell 3-3 Parametere for Fram råolje benyttet i spredningsberegningene for Juv brønnen Parameter Verdi Oljetetthet 858 kg/m 3 Maksimum vanninnhold 75 vol. % Voksinnhold 6,1 vekt % Asfalteninnhold (harde) 0,15 vekt % Viskositet, fersk olje (5 ºC) 287 cp (100s -1 ) 3.5.1 Treffsannsynligheter 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 1 tonn olje i 10 10 km ruter) gitt utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra letebrønn Juv i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-1 og Figur 3-2. En del av oljen som slippes ut under en eventuell utblåsning vil bli fanget opp av den norske kyststrømmen og bli fraktet nordover langs kysten av fylkene Sogn og Fjordane, Nord og Sør Trøndelag samt Nordland. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 12 av 48

Figur 3-1 Sannsynligheten for treff av 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra Juv 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 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 13 av 48

Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra Juv 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 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 14 av 48

3.5.2 Treff av olje i mengdekategorier Årlig sannsynlighet for treff av olje i mengdekategoriene 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500 1000 tonn og > 1000 tonn i 10 10 km ruter gitt hhv. en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Juv er gitt i Figur 3-3 og Figur 3-4. Figur 3-3 Sannsynligheten for treff av olje i mengdekategoriene 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 og > 1000 tonn gitt en overflateutblåsning fra Juv for hele året. 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 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 15 av 48

Figur 3-4 Sannsynligheten for treff av olje i mengdekategoriene 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og >1000 tonn i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra Juv for hele året. 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 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning. 3.6 Årstid Miljørisikoanalysen for letebrønn er gjennomført som en helårig analyse og vil dermed dekke forventet boreperiode som er Q4 2013. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 16 av 48

3.7 Beskrivelse av miljøressurser/vøker Som utgangspunkt for miljørisikoanalysene er det gjennomført en vurdering av hvilke naturressurser som har det største konfliktpotensialet innen influensområdet til letebrønn. Miljørisikoanalysen for letebrønn ble gjennomført i juni 2013, og nyeste data for naturressurser ble benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko. For flere detaljer henvises det til hovedrapporten [1]. 3.7.1 Sjøfugl Tabell 3-1 viser utvalgte sjøfuglarter på åpent hav og kystnært inkludert i miljørisikoanalysen for letebrønn. Flere av artene av pelagisk sjøfugl inngår også i datasettene for kystnære sjøfugl, da det benyttes ulike datasett for disse etter tilholdssted i ulike deler av året. For disse artene dreier det seg i all hovedsak om hekkebestanden som oppholder seg rundt hekkekoloniene i en begrenset periode av året (vår/sommer). Da influensområdet til letebrønn Juv berører havområdene i både Nordsjøen og Norskehavet er det i forliggende analyse valgt å slå sammen sjøfugl-datasettene for begge havområdene. De kombinerte datasettene anses som mer representative for analyseområdet til Juv. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 17 av 48

Tabell 3-1 Utvalgte VØK sjøfugl for miljørisikoanalysen for letebrønn (Seapop, 2012; Seapop, 2013; Artsdatabanken (rødliste), 2010). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Gråmåke Larus argentatus LC Fiskemåke Larus canus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Polarmåke Larus hyperboreus - Sildemåke Larus fuscus LC Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havelle Clangula hyemalis LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser LC Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Praktærfugl Somateria spectabilis - Siland Mergus serrator LC Sjøorre Melanitta fusca NT Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima LC NT nær truet EN - sterkt truet CR kritisk truet VU sårbar LC Livskraftig Sjøfugl pelagisk (åpent hav) Sjøfugl kystnært Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 18 av 48

3.7.2 Marine pattedyr Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. En eventuell utblåsning til letebrønn Juv har sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i denne analysen (Tabell 3-2). Det er tatt utgangspunkt i regionale bestander. Tabell 3-2 Utvalgte VØK marine pattedyr for miljørisikoanalysen for letebrønn. Navn Latinsk navn Rødlista Havert Halichoerus grypus LC Steinkobbe Phoca vitulina VU Oter Lutra lutra VU 3.7.3 Strand En utblåsning fra Juv berører landruter langs kysten fra Sogn og Fjordane til Nordlandskysten, og det er derfor gjennomført skadebaserte analyser for strand, med utgangspunkt i sårbare habitater langs kysten. 3.7.4 Fisk Effekten av olje på organismer i vannfasen (fisk og plankton) er avhengig av oljetype, nedblandingsgrad og kinetikk for utløsning av oljekomponenter til vannfasen, samt varighet av eksponeringen. Siden planktonforekomstene (plante- og dyreplankton) er generelt lite sårbare for oljeforurensning, er hovedfokus for miljørisikoanalyser satt på fisk. Egg og larver kan være svært sårbare for oljeforurensning i vannmassene, mens yngel (større enn omlag 2 cm) og voksen fisk i liten grad antas å påvirkes. Dette er i tråd med feltobservasjoner som har vist liten dødelighet av voksen fisk etter virkelige oljeutslipp. For fisk er det hovedsakelig arter som gyter konsentrert både i tid og rom som har størst skadepotensiale for akutte oljeutslipp. Ettersom oljedriftbanen er nordover fra letebrønn Juv er det satt fokus på arter i Norskehavet. Av de kommersielt viktigste artene i Norskehavet er det kun torsk og sild som gyter konsentrert over mindre geografiske områder. I denne rapporten er det derfor valgt å analysere for torsk og sild. 3.8 Oppsummering av miljørisiko Tabell 3-3 og Figur 3-5 viser høyest miljørisiko for hver av de modellerte VØK-kategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art, i planlagt boreperiode. Miljørisikoen er presentert som prosentandel av Statoils akseptkriterier. For fisk er mulige konsekvenser (bestandstap) gitt en utblåsning fra Juv er så lave at det ikke er gjennomført videre beregninger for miljørisiko. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 19 av 48

Det er viktig å merke seg at pelagisk og kystnær sjøfugl i utgangspunktet kan tilhøre samme bestand, men at analysene er basert på to ulike datasett etter sjøfugls tilholdssted i ulike perioder av året. I vår-/ sommersesongen vil hekkebestandene av de pelagiske artene trekke inn mot kysten (hekkekoloniene), og inngår i denne perioden i datasettet for kystnær sjøfugl. I planlagt boreperiode (høst/vinter) vil de pelagiske artene i stor grad være distribuert på åpent hav. Sjøfugl på åpent hav er dimensjonerende for risikonivået i planlagt boreperiode, med henholdsvis 8,4 % av akseptkriteriet for mindre miljøskade, 36,2 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade, 41 % av akseptkriteriet for betydelig miljøskade og 39 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade. Det beregnede risikonivået for strandhabitat og marine pattedyr er betydelig lavere enn for sjøfugl. Tabell 3-3 Beregnet miljørisiko i planlagt boreperiode for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønnen Juv i Nordsjøen. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Skadekategori (restitusjonstid) VØK-kategoriene Mindre < 1 år Moderat 1-3 år Betydelig 3-10 år Alvorlig > 10 år Pelagisk sjøfugl 8,4 % 36,2 % 41,0 % 39,0 % Kystnære sjøfugl 4,1 % 17,1 % 2,7 % 0,3 % Marine pattedyr 4,8 % 23,0 % 11,5 % 8,2 % Strand 7,7 % 9,7 % 0,0 % 0,0 % Figur 3-5 Grafisk fremstilling av resultatene presentert i Tabell 3-3. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 20 av 48

Resultatene av helårig analyse er videre presentert i Tabell 3-4 og Figur 3-6, som høyeste utslag i miljørisiko i hver VØKkategori uavhengig av sesong og art. For sjøfugl kystnært er det stor variasjon i resultatene i vår-/sommersesongen (hekkeperioden) versus høst- /vintersesongen. I vår-/sommersesongen er miljørisikoen for hekkebestanden av lomvi beregnet til 188 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade. Det er også noe høyere sannsynlighet for stranding av olje i denne sesongen, noe som gir bidrar til (lav) risiko for betydelig og alvorlig miljøskade for strandhabitat. Miljørisikoen for marine pattedyr og sjøfugl i åpent hav er høyest i høst-/vintersesongen. Tabell 3-4 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønnen Juv i Nordsjøen i vårsesongen. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av sesong og art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Skadekategori (restitusjonstid) VØK-kategoriene Mindre < 1 år Moderat 1-3 år Betydelig 3-10 år Alvorlig > 10 år Pelagisk sjøfugl 7,8 % 34,2 % 26,7 % 30,6 % Kystnære sjøfugl 4,4 % 17,8 % 35,0 % 188,3 % Marine pattedyr 1,6 % 6,5 % 0,0 % 0,0 % Strand 5,6 % 9,2 % 3,2 % 1,5 % Figur 3-6 Grafisk fremstilling av resultatene presentert i Tabell 3-34. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 21 av 48

Tabell 3-5 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønnen Juv i Nordsjøen i sommersesongen. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av sesong og art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. VØK-kategoriene Mindre < 1 år Skadekategori (restitusjonstid) Moderat 1-3 år Betydelig 3-10 år Alvorlig > 10 år Pelagisk sjøfugl 3,7 % 17,1 % 5,5 % 3,0 % Kystnære sjøfugl 4,8 % 21,6 % 33,9 % 188,7 % Marine pattedyr 3,1 % 12,8 % 1,5 % 0,0 % Strand 7,5 % 12,3 % 6,3 % 3,7 % Figur 3-7 Grafisk fremstilling av resultatene presentert i Tabell 3-5 Tabell 3-6 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønnen Juv i Nordsjøen i høstsesongen. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av sesong og art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 22 av 48

VØK-kategoriene Mindre < 1 år Skadekategori (restitusjonstid) Moderat 1-3 år Betydelig 3-10 år Alvorlig > 10 år Pelagisk sjøfugl 8,4 % 36,2 % 41,0 % 39,0 % Kystnære sjøfugl 0,7 % 3,0 % 0,7 % 0,0 % Marine pattedyr 4,8 % 23,0 % 11,5 % 8,2 % Strand 7,7 % 9,7 % 0,0 % 0,0 % Figur 3-8 Grafisk fremstilling av resultatene presentert i Tabell 3-6 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 23 av 48

Tabell 3-7 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønnen Juv i Nordsjøen i vintersesongen. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av sesong og art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Skadekategori (restitusjonstid) VØK-kategoriene Mindre < 1 år Moderat 1-3 år Betydelig 3-10 år Alvorlig > 10 år Pelagisk sjøfugl 8,0 % 35,0 % 36,6 % 33,9 % Kystnære sjøfugl 4,1 % 17,1 % 2,7% 0,3 % Marine pattedyr 4,4 % 21,0 % 8,8 % 3,3 % Strand 7,5 % 9,3% 0,0 % 0,0 % Figur 3-8 Grafisk fremstilling av resultatene presentert i Tabell 3-7 3.9 Konklusjon - miljørisiko Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn Juv ligger for alle VØK-kategoriene innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i planlagt boreperiode (Q4 2013). Akseptkriteriet for Lomvi er på 188% av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade i perioden april-juli. Det kan likevel Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 24 av 48

konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen Juv er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko dersom planlagt aktivitet ikke forskyves inn i vår-/sommersesongen april-juli. Miljørisikoen overskrider Statoils akseptkriterier for miljøskade i vår-/sommersesongen. 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. 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 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 ha 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 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 maksimal strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentil 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. Kapasiteten skal være tilstrekkelig til at området er tilbakeført til opprinnelig stand (før stranding av emulsjon) innen 100 døgn. Strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentil av korteste drivtid inn til prioritert område. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap for boring av letebrønn er satt ut fra Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [4], som også er i tråd med metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin veiledning og NOFO [5,6]. Krav til oljevern i barriere 1 og 2, oppsamling nær kilden og på åpent hav, er satt ut fra beregnet systembehov basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 25 av 48

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. 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. I beregningen av systembehov i barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. For dimensjonering av barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, beregnes behov for systemer med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentil av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å kunne bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. For å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen i barriere 3 og 4, har Statoil valgt å dimensjonere slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding ifølge oljedriftsimuleringer skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskapen er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapssystemene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Prinsippet om grunnberedskap fører til at Statoil tar hensyn til både mengde og utstrekning av maksimalt strandet mengde emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Det er videre lagt til grunn effektiv kartlegging av forurensningen og dirigering av bekjempelsesenheter til denne, noe som gir en antagelse om tilstrekkelig tilgang på emulsjon i 30 til 50 % av tiden. For dimensjonering av barriere 5 beregnes behov for antall strandrenselag til strandsanering innenfor hvert prioritert område, basert på 95-percentilen av størst strandet mengde og drivtid inn til aktuelt område. Basert på tidligere erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Fartøyene 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) 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 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 26 av 48

Figur 4-1: Konfigurasjon av en NOFO-lense med slepebåt 4.3 Analysegrunnlag 4.3.1 Oljens egenskaper Tabell 4-1 gir en oversikt over Framoljens forvitringsegenskaper ved ulike temperaturer og vindstyrker. Framoljen har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Ved sommerforhold vil oljen være dispergerbar i over et døgn, og redusert dispergerbar i inntil 5 døgn etter et utslipp. Under vinterforhold er tidsvinduet for dispergering kortere. Tabell 4-1: Framolje - forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for sommer og vinter Forvitringsegenskaper Sommer 15 C, 5m/s vind Vinter 5 C, 10m/s vind 2 timer Vannopptak 32 % 67 % Viskositet av emulsjon 1400 cp 2600 cp Fordampet 17 % 18 % Nedblandet 0 % 1 % 12 timer Vannopptak 64% 74 % Viskositet av emulsjon 1700 cp 4400 cp Fordampet 23 % 24 % Nedblandet 0 % 7 % Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 27 av 48

4.3.2 Utslippsscenarier Tabell 4-2: Utslippsscenarier for letebrønn som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 3510m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar Dimensjonerende utblåsningsrate for letebrønn 35/11-16 Juv 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 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer 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 3) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-3. Figur 4-2: Regioner brukt for beregning av operasjonslys Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 28 av 48

Tabell 4-3: Andel operasjonslys i region 3, hvor letebrønn er lokalisert Vinter Sommer Operasjonslys 36 % 90 % 4.3.3.2 Bølgeforhold - åpent hav 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 11 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 9 og 10 er lokalisert nærmest, og dermed antatt å være mest representative for forholdene i området for hhv Kystvakt-system og NOFO-system. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-4. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-5. Figur 4-3: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 29 av 48

Tabell 4-4: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet(%), gitt bølgeforhold ved lokasjon (antatt stasjon 9 og 10) Stasjon Vinter Vår Sommer Høst År 9 43,8 62,0 76,3 55,9 59,5 10 34,5 53,8 69,0 46,3 50,9 Tabell 4-5: Andel (%) av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon (antatt stasjon 9 og 10) Andelav tiden hvor bølgeforholdenetillater operasjonpå valgteområder Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system(Hs< 4 m) 67,4% 87,4% 98,8% 82,1% NOFO-dispergering(Hs< 4 m) 67,4% 87,4% 98,8% 82,1% Kystvakt-system(Hs< 3 m) 51,2% 76,7% 94,8% 67,5% 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 4-4. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene i henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-7. Figur 4-4: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 30 av 48

Tabell 4-6: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Sommer Kyst-system 39 % 65 % Fjord-system 66 % 72 % Tabell 4-7: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3 Vinter Sommer Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 93 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 99 % 4.3.4 Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-5 viser plasseringen av NOFO-utstyr per juni 2013. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. Figur 4-5: NOFOs utstyrsoversikt per juni 2013 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 31 av 48

Tabell 4-8: Avstander fra letebrønn Juv til aktuelle oljevernressurser Oljevernressurser Avstand til Juv (nm) Stril Power Balder 120 Stril Herkules Tampen 42 Havila Troll Troll 23 Esvagt Stavanger Oseberg 39 Esvagt Bergen Sleipner 171 Ocean Alden Gjøa 16 Base Stavanger 146 Base Mongstad 48 Redningsskøyte Haugesund 103 Redningsskøyte Måløy 120 Redningsskøyte Egersund 140 Tabell 4-9: Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av responstider i barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy 14 knop Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base 10 timer system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Tampen: 1 time Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer Sleipner/Volve: 3 timer Balder: 6 timer Ula/Gyda: 6 timer Goliat: 4 timer Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knop hastighet, 1 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad (Lofoten) Sørvær (Sørøya) Båtsfjord Vadsø Tid til å sette lensene ut på vannet 1 time Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 32 av 48

4.3.5 Resultater fra oljedrifsberegninger - influensområde og stranding For dimensjonering av oljevern for letebrønn er oljedriftsberegningene benyttet. Figur 3-1 viser resultater fra oljedriftsberegningene gitt som influensområde. Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentil av korteste drivtid inn til kyst- og strandsone er 6 døgn. 95- persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 7758 tonn. Innenfor influensområdet er 17 prioriterte områder. Av disse har 8 områder kortere drivtid til land enn 30 dager. Disse er tatt med videre i analysen. De prioriterte områdene er: Atløy Værlandet, Frøya og Froan, Smøla, Sandøy, Runde, Sverslingsosen, Stadtlandet og Vigra-Godøya. Tabell 4-10 viser strandingsstatistikk for hvert prioritert område. Tabell 4-10: Drivtider og emulsjonsmengder (95-percentil) inn til prioriterte områder basert på oljedriftssimuleringer utført for letebrønn. Eksempelområde Emulsjonsmengde (tonn) 95-percentil Ankomsttid (døgn) 95-percentil Atløy Værlandet 106 9 Frøya og froan 1996 11 Smøla 972 12 Sandøy 1227 8 Runde 3048 8 Sverslingsosen 419 8 Stadtlandet 1452 8 Vigra-Godøya 1015 10 4.4 Resultat - Beredskapsbehov og responstider 4.4.1 Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Beregnet systembehov på desimalnivå avrundes oppover til nærmeste hele tall. Systembehov er beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-11), medium utslipp (Tabell 4-12) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-13). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 33 av 48

Tabell 4-11: Beregnet systembehov for et mindre utslipp punktutslipp på 100Sm3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Sommer 15 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm3) 100 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 18 17 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 1 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 81 83 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 67 32 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 245 122 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 2600 1400 Behov for NOFO-systemer 1 1 Tabell 4-12: Beregnet systembehov for et medium utslipp punktutslipp på 2000 Sm3 Vinter 5 C 10 m/s vind Sommer 15 C 5 m/s vind Utslipp (Sm3) 2000 2000 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 18 17 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 1 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 1620 1660 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 67 32 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 4909 2441 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 2600 1400 Behov for NOFO-systemer 3 2* *for å sikre robusthet og fleksibilitet er det inkludert 2 NOFO-systemer Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 34 av 48

Tabell 4-13: Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning på 3510 Sm3/døgn Vinter 5 C 10 m/s vind Sommer 15 C 5 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3/d) 3510 3510 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 18 17 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 1 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 2843 2913 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 67 32 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 8615 4284 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 2600 1400 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 4 2 Systemeffektivitet i barriere 1 (%) 34,3 71 Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 5656 1214 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 1876 844 Fordampning % (etter 12 timer på sjø) 24 23 Nedblanding % (etter 12 timer på sjø) 7 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1643 794 Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) 74 41 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 6318 1345 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 4400 1700 Behov for NOFO-systemer i barriere 2 3 1 For letebrønn Juv er det behov for 7 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for å kunne håndtere dimensjonerende scenario i vintersesongen. Responstidene beregnes med utgangspunkt i avstand til letebrønnen, fartøyets gangfart, tilgang på slepefartøy, ressurskapasitet på baser og tid til utsetting av lenser. Krav til første system i barriere 1 er satt til 4 timer og Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 35 av 48

det forutsettes at standby fartøyet ved riggen brukes som slepefartøy. For fullt utbygd barriere 1 og 2 settes det krav til responstid på 24 timer. 4.4.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone 95-persentil av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 7758 tonn. Tabell 4-15 gir en oversikt over beregning av systembehov i barriere 3 og 4. Tabell 4-15: Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 ved dimensjonerende hendelse Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 15 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 7758 7758 Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 34,3 71 Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 5093 2248 Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 17,2 35,5 Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 4219 1450 Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 422 145 Antatt behov for kystsystemer i barriere 3 3 1 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm3/d) 330 63 Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 5 1 Antall prioriterte områder 8 8 Totalt behov i barriere 3 (inkludert grunnberedskap for prioriterte områder) Totalt behov i barriere 4 (inkludert grunnberedskap for prioriterte områder) 8 8 8 8 Behov for kyst- og fjordsystemer 8 8 Influensområdet for inkluderer følgende prioriterte områder; Atløy Værlandet, Frøya og Froan, Smøla, Sandøy, Runde, Sverslingsosen, Stadtlandet og Vigra-Godøya. Statoil setter krav til etablering av grunnberedskap for samtlige av disse 8 områdene. Grunnberedskapen består av 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Totalt utgjør dette 8 Kystsystemer (type A eller B) og 8 Fjordsystemer (type A eller B). Hvert prioriterte område skal ha Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 36 av 48

egne strategiplaner, som inneholder kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi samt tematisk kartmateriale (basiskart, verneområder, operasjonsdyp og tørrfallsområder, strandtyper og adkomst og infrastruktur). Responstiden settes til 6 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. For hvert prioritert område er det behov for strategiplaner og detaljerte kart. Strategiplanene skal inneholde 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 skal være utarbeidet for de prioriterte områdene: - Basiskart - Verneområder - Operasjonsdyp og tørrfallsområder - Strandtyper - Adkomst og infrastruktur 4.4.3 Barriere 5 strandsanering Basert på beregninger gjort for tidligere erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Det er beregnet for at strandrensing skal være gjennomført innen 100 døgn. Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Tabell 4-16 oppsummerer behovet for antall strandrenselag for de prioriterte områdene som er berørt. Tabell 4-16: Beregnet behov for antall strandrenselag ved dimensjonerende hendelse. Antall strandrenselag er beregnet for hendelse vinterstid. Eksempelområde Emulsjonsmengde (tonn) 95-percentil Ankomsttid (døgn) 95-percentil Antall Strandrenselag (ett strandrenselag består av 10 personer) i 100 dager. Atløy Værlandet 106 9 1 Frøya og Froan 1996 11 7 Smøla 972 12 4 Sandøy 1227 8 5 Runde 3048 8 11 Sverslingsosen 419 8 2 Stadtlandet 1452 8 5 Vigra-Godøya 1015 10 4 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 37 av 48

4.5 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn Juv Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av Juv er oppsummert i tabell 4-17. Det er satt krav til 7 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 4 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. For barriere 3 og 4 settes det krav til kapasitet tilsvarende 8 Kystsystemer (type A eller B) og 8 Fjordsystemer (type A eller B) innen 6 døgn. I barriære 5 er det satt krav til 39 strandrenselag fordelt på 8 prioriterte områder med en korteste responstid på 8 dager. Tabell 4-17: Oppsummering av krav til beredskap mot akutt forurensning for letebrønn Juv Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 7 NOFO-systemer Første system innen 4 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Tilsvarende 8 Kystsystem (type A eller B) og 8 Fjordsystemer (type A eller B) innen 6 døgn. Før borestart skal strategiplaner og detaljerte kart for berørte prioriterte områder være tilgjengelige. Barriere 5 Strandsanering Antall strandrenselag og Totalt 39 strandrenselag fordelt på 8 prioriterte områder. responstid Korteste responstid 8 dager. Fjernmåling og - Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter hendelsen miljøundersøkelser - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 38 av 48

5 Referanser [1] DNV. Rapport for Statoil ASA; Oljedriftsmodellering og miljørisikoanalyse for letebrønn I Nordsjøen. [2] OLF. Veileder for miljørettet risikoanalyse. 2007. [3] SINTEF. Fram råolje: Egenskaper og forvitring på sjøen relatert til beredskapstiltak. 1999. STF66 F99105. [4] Statoil, ASA. Metode, Ytelseskrav, Forutsetninger. 2012 [5] OLF. Veileder for miljørettet beredskapsanalyse. 2007. [6] NOFO, www.nofo.no. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 39 av 48

Vedlegg A Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Juv (35/11-16) Kari Apneseth, TPD TEX SSC ST Fornebu, 5 th May 2013 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Juv (35/11-16). 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 2.26 10-4. The oil blowout rates range between 100 and 5100 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 77 days with a 4 % probability. Introduction Statoil is planning to start drilling the Juv (35/11-16) exploration wells in the North Sea in Q4 2013. The semi-submersible drilling rig, Songa Trym, is planned used for drilling the well. 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 with BlowFlow /3/ and /4/ Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project. Well specific information Water depth at well location is 363 meters MSL. The distance RT-MSL of West Hercules is 25 meters. The main target of the well is to penetrate the J64 and J52 reservoirs. The planned well design is to set a 30 casing above the reservoir at approximately 388 meters TVD RKB. Top of J64 reservoir is expected at 2947 meters MD RKB, and the J52 reservoir is expected at 3095 m TVD RKB. Both will be penetrated in the 8 ½ diameter section. Total depth will be at about 3195 meters TVD RKB. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 40 av 48

Figure 0-1: Well Schematic for well Juv (35/11-16). The overall probability of oil discovery is 23%. The fluid in the J64 and J52 reservoirs is expected to have a GOR of 189.2 Sm 3 /Sm 3 for the oil case. The reservoir pressures are expected to be 312.7 bar for J52 and J64 (w/ gas cap). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 41 av 48

Other reservoir data for Juv is presented below in Table 1. Table 1: Reservoir data for well Juv (35/11-16) Table 2: Fluid properties and reservoir conditions for well Juv (35/11-16) Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 42 av 48

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 of Juv is oil, an oil blowout frequency is used below; P(blowout wildcat exploration, oil well) = 2.26 10-4 per well The frequency relate to an average exploration 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, which is the case for Juv. Songa Trym will be used for drilling the wells. This is a semi submersible drill rig which will be kept in position by anchoring during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. 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) = 2.26 10-4 0,75 = 1.7 10-4 P(blowout with surface release) = 2.26 10-4 0,25 = 5.7 10-4 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 43 av 48

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 by Acona /3/. The simulated scenarios include; 1 Drill 5 meters into J64 2 100 % of J64 gas column exposed 3 100 % of J64 gas and oil column exposed 4 100 % of J64 and 5 m of J52 exposed 5 100 % of J64 and J52 fully exposed Table 2: Simulated blowout oil (condensate) rates (Sm 3 /d) and probabilities Section Scenarios Scenario probability Drill 5 meters into J64 20% Blowout rates*, Blowout rates*, Surface (Sm3/d) Seabed (Sm 3 /d) 100 100 8 ½ 100 % of J64 gas column exposed 100 % of J64 gas and oil column exposed 100 % of J64 and 5 m of J52 exposed 100 % of J64 and J52 fully exposed 10% 10% 200 200 4300 4000 20% 5000 4700 40% 5100 4800 Sum: 100% 3510 3300 * 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. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 44 av 48

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. Time to: Table 3: Time to drill a relief well (days), ref /3/ Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions 1 1 2 - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 5 8 15 - drilling, 12 ¼ 22 38 58 - geomagnetic steering into the well* 7 12 20 - 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 36 and 100 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 3. The expected time found is 65 days. A probability distribution is presented in Figure 0-2. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 45 av 48

Figure 0-2: 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 Duration Surface blowout Seabed blowout (days) (days) Surface blowout Seabed blowou t 0,5 0,406 0,282 35 0,004 0,009 1 0,127 0,098 42 0,002 0,006 2 0,131 0,114 49 0,003 0,006 5 0,144 0,157 56 0,008 0,017 7 0,038 0,052 63 0,019 0,038 10 0,031 0,048 70 0,022 0,044 14 0,021 0,037 77 0,020 0,041 21 0,016 0,034 28 0,007 0,017 *Proba bilities in the tail end of the duratio n distribut ion (< 0,02) are added to the probabil Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 46 av 48

ity of the preceding duration category. 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 0-3. In Figure 0-4 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Figure 0-3: Blowout duration described by probability dist ributions Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2015-03-18 Side 47 av 48