Beredskapsanalyse for letebrønn 7121/8-1 Blåmann

Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 1 of 32

Title: Beredskapsanalyse for letebrønn 7121/8-1 Blåmann Document no. : Contract no.: Project: Classification: Open Expiry date: Distribution: Open Status Final Distribution date: : Copy no.: 2016-12 - 02 Author(s)/Source(s): Endre Aas Subjects: Remarks: : Updated: Responsible publisher: Authority to approve deviations: Techn. responsible (Organisation unit / Name): Date/Signature: TPD R&T FT SST ERO Endre Aas Responsible (Organisation unit/ Name): Date/Signature: TPD R&T PTC Arne Myhrvold Approved by (Organisation unit/ Name): Date/Signature: TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 2 of 32

Innholdsfortegnelse 1 Innledning... 4 1.1 Bakgrunn... 4 1.2 Aktivitetsbeskrivelse... 5 1.3 Definisjoner og forkortelser... 6 2 Metode... 7 2.1 Ytelseskrav... 7 2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer... 7 2.3 Dimensjonering av barrierene... 8 2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav... 8 2.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone... 8 2.3.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing... 9 3 Resultater... 9 3.1 Utslippsscenarier... 9 3.2 Goliat Blend oljens egenskaper... 9 3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling... 10 3.2.2 Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering... 11 3.2.3 Operasjonslys ved letebrønn Blåmann... 11 3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Blåmann... 12 3.2.5 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje)... 13 3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger... 14 3.4 Influensområder og stranding... 16 3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2... 16 3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4... 19 3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5... 19 3.8 Bruk av kjemisk dispergering... 20 3.9 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner... 20 3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak... 20 3.11 Særlige hensyn... 21 4 Konklusjon... 21 5 Referanser... 23 App A Blow out scenario analysis... 24 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 3 of 32

Oppsummering Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. 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 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på en NEBA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem med responstid på 4,5 døgn, som er korteste drivtid til kysten. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag med responstid på 5 døgn, som er korteste drivtid til berørt prioritert område. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 4 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem, responstid på 4,5 døgn Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Totalt behov for kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag. Personell og utstyr skal være klar til operasjon i aktuelt område innen 5 døgn. Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i andre kvartal 2017. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold, effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategier for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Net Environmental Benefit Analysis». NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7121/8-1 Blåmann er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av miljørisiko Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 4 of 32

for letebrønn 7121/8-1 Blåmann og beredskap sbeho v i forbindelse med aktiviteter som kan gi miljøforurensning som følge av akutte utslipp. Dette skal tjene som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen [1 ]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalyse n. 1.2 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 71 21 /8-1 Blåmann skal bores i Barentshavet ( Figur 1-1 ). Va nndybden på borelokasjon er 37 6 m, og korteste avstand til land er 76 km, til Kamøya i Hammerfest kommune. Boringen er planlagt med oppstart i løpet av andre kvartal 201 7. Tentativ oppstar tdato er 1.april. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Enabler. Det planlegges for dynamisk posisjonering av riggen under boreoperasjonen. Hovedformålet med letebrønn 71 21 /8-1 er å undersøke hydrokarbonforekomster i Stø formasj onen. Forventet oljetype er tilsvarende som Goliat Blend olje basert på forventede fluidegenskaper og geografisk nærhet. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1. Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Korteste avstand til land er ca 76 km. Fra miljørisikoanalysen for brønnen [1]. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 5 of 32

Tabell 1-1 Basisinformasjon Letebrønn 7121/8-1 Blåmann Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 71 26'N, 21 38'Ø Vanndyp 376 m Borerigg Songa Enabler Planlagt boreperiode Q2 2017 Sannsynlighet for utblåsning 1,41 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate Overflate: 1900 m 3 /døgn Sjøbunn: 1900 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Goliat Blend 70% Kobbe-30% Realgrunnen (822 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 63 døgn boring av avlastningsbrønn) 1.3 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. OSRL: Oil Spill Response Ltd (Southampton) 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 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 6 of 32

tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde 2 Metode 2.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [4]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet justert for effekt av barriere 1 og 2. Systemene skal være mobilisert innen 95- persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. Personell og utstyr til strandrensing skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 7 of 32

Funksjonene benyttes i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under 15000 cp). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: 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 - fartøy og OSRL - fly) 2.3 Dimensjonering av barrierene 2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall NOFO-systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje (2 timer etter utslipp). Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. Separate beregninger er gjort for vinter- og sommersesong. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer forvitret olje (12 timer etter utslipp). Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil). 2.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 8 of 32

Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (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). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. 2.3.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Når korteste drivtid (95-persentil) er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Basert på 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. 3 Resultater 3.1 Utslippsscenarier Tabell 3-1 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Utslipp av kondensat eller lette petroleumsprodukter blir behandlet i beredskapsplanen. Tabell 3-1 Utslippsscenarier Type utslipp Oljetype Referanse bakgrunn for rate/volum Langvarig utblåsning 1900 m 3 /døgn Goliat Blend Vektet utblåsningsrate for 7121/8-1 Blåmann (Se Appendiks A) Middels utslipp 2000 m 3 Goliat Blend Eksempelvis lekkasje fra brønn punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 Goliat Blend Eksempelvis lekkasje fra brønn punktutslipp Mindre punktutslipp av lette produkter Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem 3.2 Goliat Blend oljens egenskaper Goliat Blend olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Goliat Blend i 2008 [5]. Goliat Blend olje er en relativ lett olje (822 kg/m3) med lavt innhold av asfaltener og medium voksinnhold. Goliat Blend er vist å danne emulsjoner med høyt vanninnhold relativt raskt. Emulsjonsbryter er forventet å ha effekt på oljen og kan benyttes ved lagring av forvitret olje på tanker. Levetiden til oljen Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 9 of 32

på havoverflaten er 2 til 5 døgn ved middels og høye vindstyrker (10-15 m/s) og lengre enn 5 døgn ved lavere vindstyrker. Viskositeten er i utgangspunktet lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene (3.2.1). Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter 15 minutter, selv ved lave vindstyrker. Forvitringsegenskaper for Goliat Blend olje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 5 C og sommertemperatur til 10 C i studien. Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Goliat Blend olje ved 2 og 12 timer, ved vinter- og sommerforhold Timer 2 timer 12 timer Parameter Goliat Blend Vinter, 5 ºC 10 m/s vind Sommer, 10 ºC 5 m/s vind Fordampning (%) 30 28 Nedblanding (%) 4 0 Vanninnhold (%) 53 22 Viskositet av emulsjon (cp) 2200 750 Gjenværende olje på overflate (%) 66 72 Fordampning (%) 37 37 Nedblanding (%) 17 2 Vanninnhold (%) 80 68 Viskositet av emulsjon (cp) 6300 2100 Gjenværende olje på overflate (%) 46 61 3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensen er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Emulsjon av Goliat Blend olje vil ha viskositeter over 1000 cp etter 6 timer ved sommerforhold og etter 1 time ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for Hi-visc skimmere den første uken på sjø. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Goliat Blend olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet. Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Goliat Blend olje Tid (timer) Tid (døgn) 1 3 6 12 1 2 3 4 5 Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensen Viskositet mellom 1000 og 15000 cp Viskositet > 15000 cp bruk av HiVisc skimmer anbefalt Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 10 of 32

for letebrønn 7121/8-1 Blåmann 3.2.2 Ol j ens egenskaper ved k jemisk disperge ring Emulsjonen til Goliat Blend har et godt potensiale for kjemisk disperger ing, med noe kortere tidsvindu ved vinterforhold og økende vindstyrke [ 6 ]. Tabell 3-4 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Goliat Blend ved definerte vinter - og sommerforhold. Tabell 3-4 Potensiale for kjemisk dis pergerbarhet til emulsjon av Goliat Blend olje Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Tid (timer) Tid (døgn) 1 3 6 12 1 2 3 4 5 Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering 3.2.3 O perasjonslys ved letebrønn Blåmann 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 3-1. For letebrønn 7121/8-1 Blåmann (region 5 ) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-5. Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 11 of 32

Tabell 3-5 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7121/8-1 Blåmann er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 % 3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Blåmann Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 3-2. Stasjon 23 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-7. Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 3-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7121/8-1 Blåmann (Stasjon 23) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 50 % 66 % 77 % 62 % 64 % Kystvakt-system 37 % 55 % 69 % 51 % 53 % Tabell 3-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7121/8-1 Blåmann (Stasjon 23) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 76 % 91 % 99 % 88 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 76 % 91 % 99 % 88 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 55 % 79 % 96 % 74 % Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 12 of 32

3.2.5 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje) 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 3-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 3-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-9. Figur 3-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 3-8 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % Tabell 3-9 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3 Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 % Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 13 of 32

3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per november 2016 [4], og inkluderer endringer i posisjoner gjeldende fra Q3 2016. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-10. Tabell 3-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Figur 3-4 NOFOs utstyrsoversikt per november 2016 Tabell 3-10 Avstander fra aktuelle oljevernressurser til 7121/8-1 Blåmann. Oljevernressurser Avstander fra 7121/8-1 Blåmann (nm) Beredskapsfartøy på borelokasjon 0 Esvagt Aurora (Goliat) 17 Stril Barents 66 (Hammerfest) Troms Pollux 66 (Hammerfest) Forsyningsskip på lokasjon 132 (t/r Polarbase, Hammerfest) Stril Poseidon 491 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 14 of 32

Ocean Alden 735 Stril Herkules 772 Stril Merkur 769 Stril Power 866 Esvagt Stavanger 871 Sandnessjøen NOFO-base 413 Kristiansund NOFO-base 600 Mongstad NOFO-base 769 Stavanger NOFO-base 884 Hammerfest NOFO-base 66 Redningsskøyte Sørvær 51 Redningsskøyte Båtsfjord 181 Redningsskøyte Vadsø 261 Tabell 3-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9] Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) 10 timer 30 timer 48 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 timer frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 15 of 32

3.4 Influensområder og stranding Korteste drivtid for olje til land (hele kysten) er 4,5 døgn og største strandet emulsjonsmengde varierer fra 4000 tonn (vinter) til 27000 tonn (sommer) (95 persentil), se Tabell 3-12. Influensområdet omfatter 5 prioriterte områder som har kortere drivtid enn 20 døgn; Sørøya nordvest, Ingøya, Gjesværstappan, Sværholtklubben og Nordkinn. Størst strandede mengder og korteste drivtider til disse områdene er vist i Tabell 3-13. Dimensjoneringen av barriere 5 er basert størst strandet mengde inn til et prioritert område. Det er ytterligere 3 prioriterte områder innenfor influensområdet (Karlsøy, Nordkinnhalvøya nordøst og Kongsfjord). Tabell 3-12: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7121/8-1 Blåmann gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Hele Kysten Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Overflate 4120 22352 25200 7330 5,8 5,0 4,7 4,5 Sjøbunn 4539 24341 27149 7462 5,2 4,9 4,7 4,6 Tabell 3-13: Største strandingsmengder med oljeemulsjon og korteste drivtid (95-persentiler) for prioriterte områder innenfor influensområdet til letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Presenterte tall er de største mengder og korteste drivtider fra alle årstider og fra overflate og sjøbunnsutslipp. Prioritert område Størst strandet mengde Korteste drivtid (døgn) emulsjon (tonn) Sørøya nordvest 6535 6 Ingøya 7127 5 Gjesværstappan 2554 7 Sværholtklubben 165 19 Nordkinn 682 11 3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 For letebrønn 7121/8-1 Blåmann er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-14), middels utslipp (Tabell 3-15) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 1900 m3/d (Tabell 3-16). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Statoil vil ha avtale med Eni om redusert frigivelsestid for Esvagt Aurora ved Goliatfeltet for letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Statoil vil også kunne disponere det dedikerte forsyningsskipet for leteoperasjonen til beredskapsformål. Responstider er verifisert med NOFO. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 16 of 32

Tabell 3-14 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Sommer 10 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) 100 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 30 28 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 66 72 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 53 22 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 140 92 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 2200 750* Behov for NOFO-systemer 1 1 *Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet. Tabell 3-15 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 5 C 10 m/s Sommer 10 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) 2000 2000 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 30 28 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 1320 1440 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 53 22 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 2809 1846 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 2200 750* Behov for NOFO-systemer 2 2** *Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet. ** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det inn behov for 2 NOFO systemer. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 17 of 32

Tabell 3-16 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved dimensjonerende hendelse for 7121/8-1 Blåmann i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 1900 m 3 /d Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) 1900 1900 Tetthet (Kg/Sm 3 ) 822 822 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 30 28 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 4 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 1254 1368 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 53 22 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) 2668 1754 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 2200 750* Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 2 1 Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 1689 399 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 794 311 Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 37 37 Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 17 2 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 635 277 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 80 68 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) 3175 865 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 6300 2100 Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 2 1 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 4 2 *Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet. Basert på dimensjonerende scenario for 7121/8-1 Blåmann er det beregnet et behov for 4 NOFO-systemer for vinterforhold og 2 systemer for sommerforhold i barriere 1 og 2. Boring av letebrønn Blåmann er planlagt til april måned. Operasjonslys vil da tilsvare sommerforhold mens sjøtemperatur vil være nærmere vinterforhold. Vinterscenariet er derfor lagt til grunn for dimensjoneringen. Krav til første NOFO system er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 36 timer. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dette vil gjelde Eni ifm Goliat og vi er kjent med at Lundin også planlegger leteaktivitet i 2017. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 18 of 32

3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en sjøbunnsutblåsning, er 4539 tonn om vinteren og 27149 tonn om sommeren. Korteste drivtid til land er 5 døgn om vinteren og 4,5 døgn om sommeren. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 235 tonn/døgn for vinterhalvåret og 380 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Goliat Blend olje. Tabell 3-17 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved letebrønn 7121/8-1 Blåmann Vinter Sommer Parameter 5 C - 10 m/s 10 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 4539 27149 Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 36,7 77,3 Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 2873 6176 Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 18,3 38,6 Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 2346 3790 Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 235 380 Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 2 3 Samlet barriereeffektivitet i barriere 3 (%) 17,8 65,3 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm 3 /d) 193 132 Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 3 2 Antall prioriterte områder med landpåslag innen 20 døgn 5 5 Behov for kystsystemer i barriere 3 5 5 Behov for fjordsystemer i barriere 4 5 5 Beregnet systembehov basert på strandingsmengder blir mindre enn 1 kystsystem og 1 fjordsystem for hvert berørt prioritert område. Det settes derfor krav til en kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Responstiden er satt til 4,5 døgn som er korteste drivtid til kysten. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA-ene. 3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Basert på størst strandet mengde oljeemulsjon inn til berørte prioriterte områder inkludert effektivitet av oljevernberedskap i foregående barrierer, er det beregnet et behov for 22 strandrenselag for letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Det settes derfor krav til at 22 strandrenselag skal kunne være mobilisert innen korteste drivtid til prioritert område med kortest drivtid (Ingøya) som er 5 døgn. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 19 of 32

3.8 Bruk av kjemisk dispergering Referanseoljen Goliat Blend olje har godt potensiale for kjemisk dispergering (se kap 3.2.2 for kjemisk dispergerbarhet til Goliat Blend olje). Ved et utslipp skal alltid dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes in situ ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter eller viderefører kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til NEBA prinsippet Net Environmental Benefit Analysis. Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is: International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) Arctic Oil Spill Response Technology Joint Industry Programme. (2012-2016), Joint Industry Program to Evaluate Biodegradation and Effects of Dispersed Oil in Arctic Marine Environments (2009-2011), Joint Industry Program on Oil in Ice (2006-2009). Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [7,8]. Tabell 3-18 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Statoil har også tilgang til OSRLs globale lager som består av 5000 m 3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). Tabell 3-18 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene. Oljevernressurs Lokasjon Responstid Esvagt Aurora Goliat 7 timer Troms Pollux Hammerfest 16 timer Stril Barents Hammerfest 24 timer Stril Poseidon Haltenbanken 36 timer Stril Herkules Tampen 53 timer Ocean Alden Gjøa 58 timer 3.9 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Statoil vil stille krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt og har rutiner for å oppdage olje og å kunne kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. Dette vil inkludere oljedetekterende radar, IR kamera og mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging. Prosessovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp. 3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye oljemengden på overflaten reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3-19 viser at mekanisk oppsamling kan være et Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 20 of 32

vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling med 4 systemer i barriere 1 og 2 er forventet å ha en effektivitet på 48 % om vinteren og 86 % om sommeren. Lavere forventet effektivitet ved de definerte vinterforholdene kan delvis forklares med at det oftere vil være for mye vind til å aksjonere. Det kan bemerkes at en større andel av oljen kan forventes å dispergere naturlig pga av høyere vindstyrker vinterstid. Tabell 3-19 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved 7121/8-1 Blåmann. Vinter (5 C - 10 m/s vind) Sommer (10 C - 5 m/s vind) Utstrømningsrate (m 3 /d) 1900 1900 Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 4 Havgående opptakssystem - NOFO 2 Havgående opptakssystem - NOFO Emulsjonsmengde ut av barriere 2 (m 3 /d)* 2593 531 Emulsjonsmengde på overflaten uten oljevernberedskap i B1 B2 (m 3 /d)* 5016 3805 Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 48 % 86 % * tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak. 3.11 Særlige hensyn Miljødirektoratet har det sentrale forvaltningsansvaret for sjøfugl. Deres vurdering er at det ikke er aktuelt å rehabilitere oljeskadet sjøfugl annet enn arter der hvert individs overlevelse har betydning for bestanden. For tiden gjelder det bare Stellerand og dverggås, som har sentrale tilholdsområder om vinteren og våren i Varanger- og Porsangerfjorden i Finnmark. Miljørisikoanalysen for Blåmann identifiserer Stellerand innenfor potensielt influensområdet til en eventuell utblåsning, og høyeste utslag i miljørisiko er 0,73 % av akseptkriteriet i skadekategori moderat i mai. Det vil frem mot borestart arbeides med å inkludere planer for håndtering av oljeskadet vilt i brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7121/8-1 Blåmann. 4 Konklusjon Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann er oppsummert i Tabell 4-1. 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 36 timer. For den planlagte boreperioden april og utover vil operasjonslys være best representert ved de definerte sommerforhold. Temperatur i sjøen vil derimot være best representert ved de definerte vinterforhold. Det er valgt å dimensjonere og sette krav basert på beregninger for vinterforhold som gav det største systembehovet. Dette kan anses som et konservativt valg for beredskapsdimensjoneringen for letebrønn Blåmann. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem med responstid på 4,5 døgn, som er korteste drivtid til kysten. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag med responstid på 5 døgn, som er korteste drivtid til berørt prioritert område. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 21 of 32

Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dette vil gjelde Eni ifm Goliat og vi er kjent med at Lundin også planlegger leteaktivitet i 2017. Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 4 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem, responstid på 4,5 døgn Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Totalt behov for kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag. Personell og utstyr skal være klar til operasjon i aktuelt område innen 5 døgn. Fjernmåling og Akutt forurensning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet miljøundersøkelser Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 22 of 32

5 Referanser 1. Acona (2016) Stokastisk oljedriftsimulering, miljørisikoanalyse for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann. 2. Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. 3. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. 4. NOFOs nettsider www.nofo.no 5. Sørheim, K.R og Moldestad, M.Ø (2008) Weathering properties of the Goliat Kobbe and two Goliat Blend of Kobbe and Realgrunnen crude oils. SINTEF rapport F3959. 6. Sørheim, K.R og Leirvik F (2010): Innledende analyser, dispergerbarhet, egenfarge og spredningsegenskaper av oljer på Goliatfeltet (Kobbe, Realgrunnen og Blend). SINTEF F17609. 7. Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013; The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp. 2284-2300. 8. McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e84297. doi:10.1371/journal.pone.0084297 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 23 of 32

App A Blow out scenario analysis Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Blåmann (7121/8-1). Alexander Solberg & Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, 3 rd October 2016 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Blåmann (7121/8-1). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the Blåmann well is judged to be 1.41 10-4. The oil blowout rates range between 300 and 3400 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a less than 0.8 % probability. The results for Blåmann are shown below: Probability top/ sub Topside 0,25 Subsea 0,75 Rate (Sm3/d) 300 Probability distribution - duration 2 5 14 35 63 Scenario probability 0.2 1100 0.4 3400 0,522 0,189 0,140 0,046 0,103 0.4 Average = 1900 300 0.2 1100 0.4 3400 0,403 0,188 0,179 0,076 0,154 0.4 Average = 1900 6 Introduction Statoil is planning to start drilling Blåmann (7121/8-1) exploration well in the North Sea Q1 2017. The well is planned drilled with the Songa Enabler semi-submersible. 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, ref / i / Blowout and well leak frequencies, ref / ii / Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 24 of 32

Simulations of blowout rates, ref / iii / Input from the project, ref /iii/ Judgements and considerations in TPD R&T FT SST TSW and in dialogue with the project. 7 Well specific information Water depth at well location is 376 meters MSL. The distance RKB-MSL is 32 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in the Stø formation. According to the well design a 9 5/8 liner will be set above the reservoir at approximately 1800 meters MD. The reservoir section will be drilled vertically. TD for the well will be at 2250 meters MD. Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 through Table 2 below. Table 1: Reservoir data for Blåmann, well 7121/8-1, ref /iii/ Reservoir Data Unit Reservoir 1 Top reservoir m TVD MSL 1879 Gas/oil/water contact(s) m TVD MSL 1890 Total formation thickness m TVT 1916 HC bearing formation thickness m TVT 10.5 Net/Gross v/v 24.7 Porosity v/v 0.95 Permeability 1 md 0.19 Kv/kh ratio 270 Pressure at top of reservoir bar 0.5 Temperature (top res) C 210.5 Reservoir radius (r e) m 67.6 Reservoir length along well m 7000 Reservoir width across well m 500 X-position of well within reservoir m 3500 Y-position of well within reservoir m 25 Discovery probability % 60 1 Describe permeability estimate in chapter 2.1 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 25 of 32

Table 2: Fluid properties for the expected fluid from 7121/8-1, Blåmann, ref /iii/. Fluid data Unit Reservoir 1 Reference field/well for fluid properties - Snøhvit oil and Goliat oil Fluid Properties at Standard Conditions (1.013 bar, 15 C) Oil density kg/m3 0.847 Gas gravity sg 0.73 Fluid Properties at initial reservoir conditions Fluid type gas/oil/cond Gas/oil Gas density g/cc 0.699 Oil/Condensate density g/cc 0.8 Gas Viscosity cp 0.02 Oil Viscosity cp 0.65 GOR (Single Flash) Sm3/Sm3 70 Formation Volume Factor Oil, Bo Rm3/Sm3 1.2 Bubble point pressure (Pbp) bar 170 Formation Volume Factor Gas, Bg Rm3/Sm3 1.35 Dew point pressure (Pdp) Bar 238.9 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 26 of 32

8 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 ref /i/ (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 ref /ii/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is expected to be oil and gas, an average exploration wildcat blowout frequency is used below. Blåmann is evaluated to be a wildcat exploration well as some wells are drilled in the area but not sufficient data are available to call it an appraisal well. The formations are relatively well known considering this is exploration. The respective frequency is shown below; P(blowout, wildcat exploration, average well) = 1.41 10-4 per well The frequency relates 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, and is considered applicable for Blåmann. Songa Enabler or a similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig that will operate on thruster assisted mooring. Based on information in Table 6.2 in ref /ii/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 75% and 25% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 1.41 10-4 0,75 = 1.06 10-4 P(blowout with surface release) = 1.41 10-4 0,25 = 0.35 10-4 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 27 of 32

9 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 EXP, ref /iii/. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of the gas cap 2 Drilling ahead 100% gas cap + 5m oil reservoir exposed 3 Tripping All reservoir zones fully exposed The simulated rates performed by EXP for open hole and annulus rates are calculated by TSW refining the files received by EXP. The simulation results are shown below in Table 3. Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities, 7121/8-1. Section Scenarios Scenario Blowout rates*, (Sm3/d) probability Surface Seabed Top penetration 20 % 300 300 8 ½ Drilling ahead 40% 1100 1100 Tripping 40% 3400 3400 Expected rate 1900 1900 * 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 drill string, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drill pipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. For a full description of the rate calculations see ref /iii/. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 28 of 32