Miljørisiko for Oseberg Feltsenter inkludert Oseberg Vestflanken 2 samt vurdering av behov for beredskap mot akutt forurensning for Vestflanken 2

Oseberg samt vurdering av behov for beredskap mot akutt forurensning for Gradering: Internal Status: Final : Side 1 av 52

Tittel: Miljørisiko for Oseberg Feltsenter inkludert Oseberg samt vurdering av behov Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Internal Utløpsdato: Distribusjon: Fritt i Statoilkonsernet Status Final Utgivelsesdato: : Eksemplar nr.: 2015-12-22 Forfatter(e)/Kilde(r): Omhandler (fagområde/emneord): Miljørisiko, oljeutslipp, beredskap mot akutt forurensning, analyse, krav Merknader: : Oppdatering: Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Lise Heggø Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Endre Aas Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Arne Myhrvold Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland Gradering: Internal Status: Final : Side 2 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Innhold 1 Innledning... 4 2 Miljørisiko... 6 2.1 Metode... 6 2.2 Lokasjon... 6 2.3 Utblåsningsrater... 7 2.4 Utblåsningsvarigheter... 7 2.5 Oljetype... 8 2.6 Aktivitetsnivå og utblåsningssannsynligheter... 10 2.7 Resultater fra miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter... 11 2.8 Konklusjon - miljørisikoanalyse Oseberg Feltsenter inkludert... 12 3 Oljevernberedskapsanalyse... 13 3.1 Innledning... 13 3.2 Definisjoner... 13 3.3 Ytelseskrav... 14 3.4 Metodikk... 15 3.5 Analysegrunnlag... 16 3.6 Resultater beredskapsbehov og responstider... 28 3.7 Bruk av kjemisk dispergering... 31 3.8 Oppsummering av Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for... 33 3.9 Anbefaling for oljevernberedskapsplan Oseberg Feltsenter... 34 4 Referanser... 34 Vedlegg 1 Technical note. Blowout Scenario Analysis... 35 Gradering: Internal Status: Final : Side 3 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 1 Innledning Oseberg Vestflanken omfatter per i dag en gass-produksjonsbrønn og en gass-injeksjonsbrønn ved bunnrammen G-4. Gassen går inn til Oseberg B ved Oseberg Feltsenter. Prosjektet omfatter ytterligere 2 brønner på G-4 bunnrammen inn i Kappa strukturen og ytterligere 9 brønner inn i Alfa Main og Gamma strukturene (se Figur 1-1). Av disse er 2 gass injeksjonsbrønner og 9 produsenter, som vil produsere olje. Brønner i Alfa Main og Gamma skal produseres fra en ubemannet brønnhodeplattform (UWP). UWP en vil bli betegnet Oseberg H, og produksjonen fra denne vil også gå til Oseberg B. Oseberg H vil bli fjernoperert fra kontrollromet på Oseberg Feltsenter. Planlagt boreperiode for G og H strekker seg fra 2017 til til 2022. Boring vil utføres av en CAT-J jack-up borerigg. Produksjon ved UWP forventes å kunne starte i 2018. Andel olje i forhold til gass vil reduseres relativt raskt, og det er forventet at produksjonen etter hvert vil domineres av gass (Tabell 1-1). I foreliggende miljørisikovurderinger og beredskapsanalyse er det tatt utgangspunkt i et høyaktivitetsår for ; 2020. Den eksisterende miljørisikoanalysen for uhellsutslipp for Oseberg Feltsenter dekker aktivitet ved feltsenteret (Oseberg A, B og D), Tune, Delta, Delta 2 og dagens Vestflanken [1]. I foreliggende rapport er beregninger av utblåsningsrater, utblåsningsvarigheter, utblåsningssannsynligheter og forventet oljetype for produksjonsboring og drift av Oseberg presentert. Denne informasjonen er benyttet for å gi en vurdering av oppdatert miljørisiko for Oseberg Feltsenter inkludert. Den eksisterende miljørisikoanalysen for Osebergfeltet viser at det største bidraget til miljørisiko kommer fra aktiviteten ved feltsenteret (Oseberg A, B og D). Høyest miljørisiko er knyttet til kystnær sjøfugl. En egen oljevernberedskapsanalyse for Oseberg er presentert i Kapittel 3. Denne vil tjene som grunnlag for oppdatering av oljevernberedskapsplan for Oseberg Feltsenter med inkludert. Gradering: Internal Status: Final : Side 4 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Figur 1-1: Lokalisering av Oseberg G bunnramme og Oseberg H (UWP - Unmanned Wellhead Platform) i forhold til Oseberg Feltsenter. Avstanden fra feltsenteret til UWP en er 8 km og det er 3 km mellom UWP en og G bunnrammen Gradering: Internal Status: Final : Side 5 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Tabell 1-1: Forventet olje og gass produksjon ved PL-H-OSB Qoil Qgas. incl KMGI1 (1) (2) Date [Sm3/sd] [KSm3/sd] 01.06.17 0 0 01.08.18 881 600 01.06.19 2687 849 01.06.20 4243 2110 01.06.21 3513 2457 01.06.22 2586 2465 01.06.23 2063 2459 01.06.24 1634 2921 01.06.25 1142 2867 01.06.26 898 2469 01.06.27 699 1249 01.06.28 928 1278 01.06.29 569 2262 01.06.30 386 1128 01.06.31 431 1162 01.06.32 315 1132 01.06.33 371 1186 01.06.34 230 2042 01.06.35 412 1710 01.06.36 356 1565 01.06.37 133 622 01.06.38 160 1592 01.06.39 19 316 2 Miljørisiko 2.1 Metode I det følgende er data for sammeholdt med inputdata benyttet i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Dersom det kan sannsynliggjøres at forutsetningene for oljedriftsmodellering med tilhørende risikoberegninger for feltsenteret også er gjeldende for boring og produksjon ved, kan Oseberg Feltsenter sin miljørisikoanalyse ansees å være dekkende også med inkludert. Forutsetninger som gjennomgås er på lokasjon, utblåsningsrater og varigheter, oljetype og aktivitetsnivå 2.2 Lokasjon Avstand fra Oseberg feltsenter til Oseberg H (UWP) er 8 km i nordvestlig retning, og Oseberg G ligger 3 km sørvest av Oseberg H, se Figur 1-1. Dette er så nært at en kan anta at oljedriftsmodelleringen og miljøskadeberegningene utført for Oseberg Feltsenter også vil være dekkende for. Gradering: Internal Status: Final : Side 6 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 2.3 Utblåsningsrater Det er utført beregninger av utblåsningsrater for brønnene på. Disse er omhandlet i eget teknisk notat, se Vedlegg 1. Sannsynlighetsvektede rater for boreaktivitet ved i et høyaktivitetsår (2020) er vist i Tabell 2-1, mens tilsvarende tall for Oseberg Feltsenter er vist i Tabell 2-2. Resultatene viser at utblåsningsratene beregnet for Oseberg Feltsenter er høyere enn forventede rater ved for boreaktiviteter. Tabell 2-1: Vektede utblåsningsrater i borefasen for (Vedlegg 1) Blowout rate [Sm3/d] Blowout Freq. Normalised Blowout Freq Seabed Surface Seabed Surface 1200 3.17E-05 7.92E-06 0.59 0.12 2800 0.00E+00 0.00E+00 0.00 0.00 7200 2.22E-05 0.00E+00 0.41 0.00 7300 0.00E+00 5.70E-05 0.00 0.88 Expected Rate (Sm3/d) 3700 6600 Tabell 2-2: Feltsenter [1] Vektede utblåsningsrater og -varigheter for boring i eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg For komplettering og produksjon er utblåsningsratene høyere enn for borefasen for. P90 rater for er beregnet til 5700 Sm3/d og 7900 Sm3/d for henholdsvis sjøbunn- og overflateutblåsninger. Total P90 rate vektet for overflate/ sjøbunn fordeling blir da 7200 Sm3/d. P90 for komplettering og produksjon for Oseberg Feltsenter er 1200 Sm3/d for overflateutblsåsninger og 7900 Sm3/d for sjøbunnsutblåsninger Den høyeste raten som inngår i oljedriftsmodelleringer som ligger til grunn for miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er 11400 Sm3/ d. Dette er en rate som representerer utslipp ved Oseberg Delta 2. Beregnede utblåsningsrater for ligger altså under ratene som er lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Det vurderes derfor at utblåsningsrater benyttet i analysen for feltsenteret er dekkende også for oljeutslipp fra. 2.4 Utblåsningsvarigheter Tid for boring av avlastningsbrønn avgjør maksimal forventet varighet av en utblåsning. Miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er basert på maksimale varigheter på 30 til 81 døgn for feltsenteret og eksisterende Vestflanken, 44 til 99 døgn for Tune og 60 til 99 for Delta/ Delta 2 [1]. For er tid for boring av avlastningsbrønn vurdert å være fra 32 til Gradering: Internal Status: Final : Side 7 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 81 døgn (se Vedlegg 1). Miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er dermed dekkende for med hensyn til varighet av utblåsninger. 2.5 Oljetype Spesifikke forvitringsstudier eksisterer ikke for oljetyper ved. Det er gjort fysisk-kjemisk karakterisering av oljeprøver, og oljetypen med forvitringsdata som vurderes å ha størst likhet med disse resultatene er Oseberg Sør olje. Se Tabell 2-3. Forvitringsegenskaper for Oseberg Sør olje kan derfor antas å være representative for forvitringsegenskaper til olje fra. For Oseberg Sør olje foreligger det et forvitringsstudie fra 2012 [3]. Tabell 2-3: Sammenligning av forventede oljetyper ved (Alfa, Gamma) og Oseberg A og Oseberg Sør olje. Oseberg A (2012) referer til oljetypen benyttet i forvitringsanalysen for Oseberg A olje fra 2013 [2]. Oseberg Sør (2012) refererer til oljetypen benyttet i forvitringsanalysen for Oseberg Sør olje fra 2013 [3] Field Oseberg A Oseberg Oseberg Oseberg (Alfa) Sør (Gamma) Well 30/6-28S 30/6-15. Formation Statfjord Stø Depth, m MD 2485 3323,8 Bottle No. TS-47401 2-15T2-4 Date 2012 2012 01.05.2012 Test MDT DST2 Mud Type OBM ~ 2.9 wt% Report ST-FLUID-2012-603 ST-FLUID-2014-661 Weight % of crude oil 100 100 100 100 Weight % C10+ 94 86 85 87,36 Weight % C20+ 39,91 - Molecular weight (g/mole) 208,2 220,2 Molecular weight, C10+ frac (g/mole) 254,2 269,9 Molecular weight, C20+ frac (g/mole) 425,7 - Density (g/cc) 0,902 0,839 0,8345 0,8418 Density C10+ fraction (g/cc) 0,915 0,862 0,8534 0,8618 Density C20+ fraction (g/cc) 0,8964 - Water content (wt%) 0,11 0,18 Sulphur content (wt%) 0,13 0,15 Nickel content (mg/kg) 0,06 <1 Vanadium content (mg/kg) 0,53 <1 Salt content (mg/kg) 0,36 99,8 Wax content (wt%) Not purified 1,5 5,6 6,2 16,7 Purified 5,2 15,1 Pour point ( C) As received -21 9 0 6 Oseberg A olje, prøvetatt i 2012 og studert for forvitringsegenskaper i 2013 [2], er benyttet som representativ oljetype i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. En sammenligning av forventede forvitringsegenskaper for Oseberg A og Oseberg Sør olje, presentert som levetid på sjø etter utslipp, er vist i Figur 2-1. Gradering: Internal Status: Final : Side 8 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Figur 2-1: Modellert gjenværende andel olje på overflaten etter et utslipp. Sammenligning av Oseberg Sør olje, øverst [3] og Oseberg A olje, nederst [2]. Resultatene viser at Oseberg A olje kan forventes å ha noe lengre levetid på sjø enn Oseberg Sør olje. Kun resultater for sommer er vist. Tilsvarende forhold er forventet mellom oljetypene for vinterforhold Gradering: Internal Status: Final : Side 9 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Basert på sammenligingen vurderes det at oljetypen som forventes å bli produsert ved vil ha kortere levetid på sjø enn Oseberg A olje. Oljedriftsmodelleringen og miljøskadeberegningene benyttet i feltsenteret sin miljørisikoanalyse kan derfor antas å være dekkende også for oljetypen fra brønner. Analysene av olje fra Gammastrukturen, som skal produseres mot Oseberg UWP, viser høye nivåer av voks. Dette vil kunne ha innvirkning på oljens skjebne på sjøen og noe høyere viskositet kan forventes. Høyt voksinnhold kan medføre behov for skimmere som er utviklet for opptak av høyviskøs oljeemulsjon. 2.6 Aktivitetsnivå og utblåsningssannsynligheter Aktivitetsnivået ved Oseberg Feltsenter som beskrevet i miljørisikoanalysen fra 2014 [1] antas fortsatt å være gjeldende per desember 2015. Den totale sannsynligheten for utblåsning ved Oseberg Feltsenter i et høyaktivitetsår (inkludert eksisterende Vestflanken, Tune, Delta/ Delta 2) ble i miljørisikoanalysen estimert til: 7,98 10-3 Utblåsningssannsynligheter for er beregnet på bakgrunn av planlagt aktivitetsnivå, som beskrevet i teknisk notat i Vedlegg, og vist i Tabell 2-4. Tabell 2-4: Planlagt aktivitetsnivå ved 2018-2021. 2020 er et høyaktivitetsår 2018 2019 2020 2021 Drilling 1 2 Alfa Main (Topside WHs) Completion 3 Wireline 2 Production 3 3 Gas Injection Drilling 5 Gamma (Topside WHs) Completion 4 1 Wireline 1 Production 3 4 4 4 Gas injection 1 1 1 1 Drilling 2 1 Kappa (Subsea WHs) Completion 2 1 Wireline 1 Production 2 2 2 Gas injection 1 1 Drilling 5 3 3 Completion 4 3 4 TOTAL Wireline 3 Production 3 6 9 9 Gas injection 1 2 2 Gradering: Internal Status: Final : Side 10 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Total utblåsningssannsynlighet for i et antatt høyaktivitetsår (2020) er estimert til: 6,77 10-4 Utblåsningssannsynligheten ved i forhold til utblåsningssannsynligheten lagt til grunn i eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter er altså: 6,77 10-4 / 7,98 10-3 = 8,5 % Sannsynligheten for en utblåsning på Oseberg Feltsenter øker altså med 8,5 % ved å legge inn i det totale aktivitetsnivået (i et høyaktivitetsår). 2.7 Resultater fra miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter Miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er en skadebasert analyse utført i henhold til NOROGs veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser [9]. Resultatene fra analysen viser at det er Oseberg A, B og D (feltsenteret) som har det største bidraget til risiko. De biologiske ressursene som er utsatt for høyest risiko er kystnær sjøfugl og pelagisk sjøfugl. Den høyeste risikoen i målt i forhold til Statoils akseptkriterier er alvorlig miljøskade for kystnær sjøfugl med et utslag på 47 % av Statoils feltspesifikke akseptkriterier (se Figur 2-2). Mai til august er perioden med høyest risiko for kystnær sjøfugl, mens november til mars har høyest risiko for pelagisk sjøfugl. Risiko i forbindelse med oljeutblåsninger for fisk, blant annet tobis, er vurdert men funnet å være begrenset og betydelig lavere enn for sjøfugl. Det er utført ytterligere miljørisikoberegninger for tobis i dette området i miljørisikoanalyse for Oseberg Delta 2 [10] og for letebrønnen Angkor Thom [11] og [12]. Konklusjonen er også for disse analysene at risiko for påvirkning av tobisbestanden relatert til en oljeutblåsning er lav. Figur 2-2: Resultater fra miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter for et høyaktivitetsår Gradering: Internal Status: Final : Side 11 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 2.8 Konklusjon - miljørisikoanalyse Oseberg Feltsenter inkludert Forventede oljetyper ved Oseberg er vurdert å ha størst likhet med Oseberg Sør olje, og en kan anta tilsvarende forvitringsegenskaper som Oseberg Sør olje. Oseberg Sør olje, og dermed olje, er forventet å ha kortere levetid på sjø sammenlignet med Oseberg A olje som er oljetypen benyttet i eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter. Beregnede gjennomsnittlige strømningsrater ved en evt utblåsning fra brønner ved er lavere enn gjennomsnittsrater beregnet og lagt til grunn for eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter. Beregnede maksimale P90 utblåsningsrater ved en brønn i (Brønn KMOP1) er ca 10 % over maksimalrater lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Maksimal varighet av utblåsning ved er vurdert å kunne være tilsvarende eller kortere enn varigheter lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Basert på ovenstående kan oljespredningsmodelleringen og miljøskadeberegningene i Oseberg Feltsenter sin miljørisikoanalyse antas å være dekkende også for brønner ved. Boring og produksjon ved vil medføre en økning i sannsynlighet for utblåsning når en ser Oseberg Feltsenter under ett. Økningen i utblåsningssannsynlighet er beregnet til 8,5 % sammenlignet med utblåsningssannsynligheten lagt til grunn i eksisterende analyse for Oseberg Feltsenter. Med ellers tilsvarende konsekvensbilde, som vist over, kan en anta at den økte utblåsningssannsynligheten medfører en økning i total miljørisiko for Oseberg Feltsenter på 8.5 % når legges til. Det maksimale miljørisikonivået for Oseberg Feltsenter er beregnet å være 47 % av Statoils feltspesifikke akseptkriterier for en høyaktivitetsfase (miljøskadekategori Alvorlig for kystnær sjøfugl). Inkludering av i dette risikobildet vil bety at maksimal risiko øker til 51 % av Statoils feltspesifikke akseptkriterier. Gradering: Internal Status: Final : Side 12 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 3 Oljevernberedskapsanalyse 3.1 Innledning Den eksisterende beredskapsanalysen for Oseberg Feltsenter [4] tar utgangspunkt i en dimensjonerende utblåsningsrate på 10800 Sm3/d og forvitringsegenskaper til Oseberg A olje. Det er også utført en egen oljevernberedskapsanalyse for Oseberg Delta 2 [5]. Her er dimensjonerende utblåsningsrate noe høyere (11400 Sm3/d) mens oljetypen er Oseberg Sør. Eksisterende oljevernberedskapsplan [6] for Oseberg Feltsenter tar utgangspunkt i beredskapsanalysen til Oseberg Feltsenter. Beredskapsanalysen og eksisterende beredskapsplan for feltsenteret beskriver et beregnet behov på 13 NOFO systemer i barriere 1 og 2. I dette kapittelet presenteres en oljevernberedskapsanalyse for. Den er basert på dimensjonerende utblåsningsrater for og en oljetype med forvitringsegenskaper tilsvarende Oseberg Sør olje. Denne analysen vil tjene som grunnlag for oppdatering av oljevernberedskapsplan for Oseberg Feltsenter med inkludert. 3.2 Definisjoner Barriere: Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem. 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. 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. 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 IUA: Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Korteste drivtid: Gradering: Internal Status: Final : Side 13 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap OR-fartøy: Oil Recovery-fartøy som inngår i NOFO sin fartøyspool. OSRL: Oil Spill Response Limited Prioritert område: 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. Størst strandet mengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst emulsjonsmengde til eksempelområdet. Systemkapasitet: Forventet oppsamlingsrate i m 3 /d for ett system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. System-effektivitet: Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFO-system. 3.3 Ytelseskrav Målet for oljevernberedskap er å redusere miljørisiko. For aktiviteten skal det etableres en beredskap mot akutt forurensning som tilfredsstiller de ytelseskrav som er definert av Statoil. Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [7]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Gradering: Internal Status: Final : Side 14 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 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 maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensning 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 grovrensning foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 3.4 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [3,4], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning (tidligere OLF) [5] og NOFO [6]. Som grunnlag for analyse av kapasitet kan følgende systemer inngå i analysen og benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon: 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) 3.4.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på utblåsningsrate for produksjon og bore og brønnkativiter og produserende oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av 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. Disse dataene hentes fra NOFO sine nettsider. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer med mekanisk oppsamling til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil av korteste drivtid til land). Gradering: Internal Status: Final : Side 15 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 3.4.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 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 feltet. 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 et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4. 3.4.3 Dimensjonering av barriere 5 For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon til prioriterte områder. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. 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. 3.5 Analysegrunnlag 3.5.1 Utslippsscenarier Tabell 3-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for : Tabell 3-1: Utslippsscenarier ved Oseberg Type utslipp Kilde Oljetype Utblåsning 7500 m 3 /døgn *) Langvarig utblåsning fra reservoar Oseberg Sør Middels utslipp 2000 m 3 Eksempel; lekkasje fra brønn, Oseberg Sør punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 punktutslipp rørledning eller prosessanlegg Eksempel; lekkasje fra rørledning eller prosessanlegg Oseberg Sør *) Dimensjonerende rate er en P90 rate for produksjon/ komplettering. Denne var høyere enn vektet utblåsningsrate for boreaktivitet, se Kapittel 2.3 og Vedlegg 1. Gradering: Internal Status: Final : Side 16 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 3.5.2 Oljens egenskaper Olje ved forventes å ha forvitringsegenskaper tilsvarende Oseberg Sør olje (se Kapittel 2-5). Forvitringsstudie for Oseberg Sør olje ble utført i 2013 [3]. Resultater herfra (Tabell 3-2) er benyttet for beregning av beredskapsbehov. Tabell 3-2: Parameter Oseberg Sør olje Forvitringsegenskaper til Oseberg Sør oljen Vinter, Temperatur 5 ºC, 10 m/s vind Sommer, Temperatur 15 ºC, 5 m/s vind Vanninnhold (%) 2 timer 25 29 12 timer 65 68 Fordampning (%) 2 timer 20 19 12 timer 27 26 Nedblanding (%) 2 timer 2 0 12 timer 13 1 Viskositet av emulsjon (cp) 2 timer 4380 902 12 timer 9320 2510 3.5.2.1 Mekanisk oppsamling Erfaring fra feltforsøk viser at det er risiko for lekkasje av olje under lensa ved forsøk på mekanisk oppsamling av oljer/emulsjoner med viskositeter under 1000 cp, spesielt ved brytende bølger. Oseberg Sør olje vil kunne ha viskositeter under denne grensen like etter oljen er havnet på sjøen ved sommerforhold. Lenselekkasje vil da kunne forekomme. Oseberg Sør råolje har et stivnepunkt på 9 C og kan forårsake at råoljen stivner på havoverflaten. Den ferske råoljen danner stabile emulsjoner med vann og forblir stabil over flere dager på sjøen. Oseberg Sør oljens emulsjoner vil ha viskositeter over 15000 cp etter 1-2 døgn ved vinterforhold (5ºC - 10m/s) og etter mer enn 5 døgn ved sommerforhold (15ºC - 5m/s). Ved høyere vindhastigheter om sommeren reduseres dette vinduet. Data på oljeprøver fra Vestflanken tilsier et lavere stivnepunkt enn Oseberg Sør oljen (Tabell 2-3). Dette vil redusere tilbøyeligeheten til at oljen stivner på overflaten i forhold til Oseberg Sør olje. Det er imidlertid også indikasjoner på at olje fra Gamma strukturen kan ha et relativt høyt voksinnhold (Tabell 2-3). Høyt voksinnhold kan bidra til økt sannsynlighet for at oljen stivner på sjøoverflaten. Det anbefales derfor at en er forberedt på høyviskøs olje og at skimmere for opptak av høyviskøs olje (>15000cP) er tilgjengelige (Tabell 3-3). Gradering: Internal Status: Final : Side 17 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Tabell 3-3: Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Oseberg Sør olje/emulsjon Tid (timer) Tid (døgn) Mekanisk opptak 1 3 6 12 1 2 3 4 5 Sommerforhold (15ºC - 5m/s) Vinterforhold (5ºC - 10m/s) Viskositet < 1000cP risiko for lekkasje under lensen Viskositet mellom 1000 og 15000cP Viskositet > 15000cP bruk av HiVisc skimmer anbefalt 3.5.2.2 Kjemisk dispergerbarhet Det er forventet at Oseberg Sør råolje har potensiale for kjemisk dispergering med noe redusert effektivitet både vinter og sommerstid, men dette krever bølgeenergi for virkning selv ved en viskositet lavere enn 15000 cp. Under vinterforhold medfører høy viskositet (>15000 cp), som er forventet etter 1-2 døgn, dårlig effekt av kjemisk dispergering (Tabell 3-4). Tabell 3-4: Potensiale for kjemisk dispergerbarhet basert på viskositet av Oseberg Sør olje/emulsjon Kjemisk dispergerbarhet Tid (timer) Tid (døgn) 1 3 6 12 1 2 3 4 5 Sommerforhold (15ºC - 5m/s) Vinterforhold (5ºC - 10m/s) Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering (>15000 cp) 3.5.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene er brukt i Statoil sin kalkulator for beregning av beredskapsbehov i alle barrierer. Gradering: Internal Status: Final : Side 18 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer under 15000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn. Funksjonene som er områdespesifikke er omtalt i det følgende. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7]. 3.5.3.1 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 3-1. For (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-5. Figur 3-1: Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 3-5: Andel operasjonslys i region 2 Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 38,1% 65,8 % 80,3% 49,5% 58,4 % 3.5.3.2 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 27 stasjoner, som vist i Figur 3-2. Stasjon 7 og 8 er antatt å best representere bølgeforholdene ved. 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. Gradering: Internal Status: Final : Side 19 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Figur 3-2: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 3-6: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved (antatt stasjon 7 og 8) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 47,6 % 64,5 % 77,2% 57,9% 61,8% Kystvakt-system 34,4% 53,4% 69,2% 46,2% 50,8% Tabell 3-7: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved (antatt stasjon 7 og 8) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 72,1 % 89,6% 99,0% 83,9% NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 72,1% 89,6% 99,0% 83,9% Kystvakt-system (Hs < 3 m) 51,2% 76,3% 95,0% 67,5% 3.5.3.3 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 3-3. 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 3-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-9. Gradering: Internal Status: Final : Side 20 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Figur 3-3: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen Tabell 3-8: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst År Kyst-system 38,5 % 54,5 % 65,3 % 47,4 % 51,4 % Fjord-system 65,6 % 65,9 % 71,6 % 67,6 % 67,7 % Tabell 3-9: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56,4 % 78,1 % 93,2 % 68,1 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91,4 % 91,7 % 99,5 % 94,1 % Gradering: Internal Status: Final : Side 21 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 3.5.3.4 Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr per desember 2015. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til Vestflanken 2 er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. Figur 3-4: NOFOs utstyrsoversikt per desember 2015 [8] Tabell 3-3: Oljevernressurser Avstander fra Vestflanken (Oseberg H) til oljevernressurser benyttet i analysen Lokasjon Avstand fra Oseberg Sør (nm) Esvagt Stavanger Oseberg 5 Havila Troll Troll 31 Stril Herkules Tampen 44 Ocean Alden Gjøa 58 Mongstad NOFO base Mongstad 74 Stril Power Balder 75 Gradering: Internal Status: Final : Side 22 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Stavanger NOFO base Tananger 132 Esvagt Bergen Sleipner 132 Stril Mariner Ula Gyda Tamber 210 Kristiansund NOFO base Kristiansund 225 Skandi Hugen Ekofisk 250 Stril Merkur Avløserfartøy 303* Stril Poseidon Haltenbanken 303 *) antatt posisjon Haltenbanken Tabell 3-4: Avstander fra Oseberg H til base for aktuelle redningsskøyter Lokasjon Avstand fra Oseberg H (nm) Egersund 172 Haugesund 103 Kleppestø 94 Måløy 113 Kristiansund 219 Tabell 3-5: Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av beredskapsbehov i barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy 14 knop (Statoil områdeberedskapsfartøy 17 knop) Mobilisering, klargjøring, lasting 10 timer og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra 30 timer NOFO-base Mobilisering av system 3 fra 48 timer NOFO-base Avgivelsestid for Oseberg: 0 time beredskapsfartøyer Tampen: 6 time Troll: 6 time Balder: 6 timer Haltenbanken: 6 time Gjøa: 4 timer Sleipner/Volve: 6 timer Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/Sør-feltene: 6 timer Esvagt Aurora: 4 timer Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Gradering: Internal Status: Final : Side 23 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Tid til å sette lensene ut på vannet og klargjøring for kjemisk dispergering Redningsskøyter: 20 knop hastighet, 2 timer frigivelsestid. Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time 3.5.4 Resultater fra oljedriftsberegninger influensområder og stranding av emulsjon Oljedriftsmodellering utført for miljørisikoanalysen for Oseberg Delta 2 [10] er valgt for å representere. Delta 2 modelleringen ansees å være mer relevant enn modelleringen for Oseberg Feltsenter ettersom Oseberg Sør olje ble benyttet i Delta 2 analysen. Delta 2 ligger ca 8 km vest sørvest for Oseberg Feltsenter, 8 km sør for Oseberg G og ca 9 km sør for Oseberg H. Maksimale utblåsningsrater for Delta 2 er høyere og dermed dekkende for brønner. Utvalgte resultater fra denne modelleringen er vist i Figur 3-5. Gradering: Internal Status: Final : Side 24 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Figur 3-5: Sannsynlighet for treff av oljemengder; 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn eller > 1000 tonn i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra Oseberg Delta 2, basert på helårsstatistikk. Influensområdet er Gradering: Internal Status: Final : Side 25 av 52

Oseberg samt vurdering av behov basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter (stokastisk simulering). 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. Sjøbunnutblåsninger er ikke vist men har omtrent tilsvarende utbredelsessannsynlighet. Oljedriftsmodelleringen for Delta 2 kan antas å representere utslipp fra. Oljedriftsmodelleringen som er utført for Delta 2 [10] viser at 95-persentilen av korteste drivtid til land er 9,8 døgn i vintersesongen og 11,4 døgn i sommersesongen. 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 12362 tonn og 30894 tonn, for hhv vintersesong og sommersesong. Resultatene er oppsummert i Tabell 3-6. Tabell 3-6: Korteste drivtid til land og maksimale strandingsmengder (høyaktivitetsår) av olje/emulsjon gitt et overflate- og sjøbunnsutslipp (95 persentiler) fra Oseberg Delta 2, antatt å være representativt for Oseberg Maksimal mengde Persentil strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid til land (døgn) Sommer Vinter Sommer Vinter 95 12362 30894 11,4 9,8 Innenfor influensområdet er det 7 prioriterte områder med drivtid kortere enn 20 døgn, Ytre Sula, Atløy - Værlandet, Sverslingsosen Skorpa, Sandøy, Runde, Smøla og Frøya - Froan. Strandingstatistikk for disse områdene er gitt i Tabell 3-7. Tabell 3-7: Maksimal mengde strandet emulsjon og korteste drivtid (begge 95 persentil) for prioriterte områder med større strandingssannsynlighet enn 5 % fra oljedriftsmodellering for Oseberg Delta 2, antatt å være representativ for Oseberg Sommer Vinter Maksimal Maksimal Prioritert område Korteste Korteste drivtid mengde strandet mengde strandet drivtid (døgn) (døgn) emulsjon (tonn) emulsjon (tonn) Ytre Sula 104 18 109 14 Atløy Værlandet 422 13 323 12 Sverslingsosen - Skorpa 662 12 187 12 Sandøy 219 19 102 14 Runde 756 14 317 12 Smøla 294 33 392 16 Frøya - Froan 292 37 571 17 For alle prioriterte områder er det utarbeidet strategiplaner og kartmateriale. Strategiplanene inneholder en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet foreligger som storformat PDF-dokument (A1-format), tilgjengelig for utskrift ved behov. De detaljerte strategiplanene beskriver tiltak tilpasset ressurstypen(e) som skal beskyttes, med tiltak som følger: Fokus på oppstrøms bekjempelse med tyngre oppsamlingssystemer, inkludert kjemisk dispergering Gradering: Internal Status: Final : Side 26 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Oppsamling innen området med systemer tilpasset operasjonsdyp Bekjempelse nedstrøms med egnede systemer Strandnær oppsamling, fokusert på identifiserte vrakviker/rekvedfjører Fremskutt depot for strandnær oppsamling og strandrensing på forhåndsdefinerte steder Følgende kart foreligger for alle prioriterte områder: Basiskart Verneområder Operasjonsdyp og tørrfallsområder Strandtyper Adkomst og infrastruktur Gradering: Internal Status: Final : Side 27 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 3.6 Resultater beredskapsbehov og responstider 3.6.1 Barriere 1 og 2 3.6.1.1 Mindre utslipp 100 m 3 punktutslipp, Oseberg Parameter - Oseberg Sør olje Sommer 15 C, 5 m/s vind Utslippsvolum (Sm3) 100 100 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 19 20 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 0 2 Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 81 78 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 29 25 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 114 104 Vinter Viskositet av emulsjon inn til barriere 1(cP) 902* 4380 5 C, 10 m/s vind Behov for NOFO-systemer 1 1 * Viskositeten av emulsjonen er lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. 3.6.1.2 Medium utslipp 2000 m 3 punktutslipp, Oseberg Parameter - Oseberg Sør olje Sommer 15 C, 5 m/s vind Vinter Utslippsvolum (Sm3) 2000 2000 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 19 20 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 0 12 Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1620 1560 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 29 25 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 2282 2080 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 902* 5800 5 C, 10 m/s vind Behov for NOFO-systemer 2** 2** * Viskositeten av emulsjonen er lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. ** Det legges inn 2 NOFO-systemer for å øke robusthet og fleksibilitet i beredskapsløsningen Gradering: Internal Status: Final : Side 28 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 3.6.1.3 Dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning 7500m 3 /døgn, Oseberg Vestflanken 2 Parameter - Oseberg Sør olje Sommer 15 C, 5 m/s vind Vinter 5 C, 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3/d) 7500 7500 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 19 20 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 0 2 Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 6075 5850 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 29 25 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 8556 7800 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 902* 4380 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 4 4 Systemeffektivitet, barriere 1 (%) 72 37 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 2402 4893 Oljemengde til barriere 2 (Sm3/d) 1706 3670 Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 26 27 Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 1 13 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1569 3009 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 68 65 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 4904 8598 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 2510 9320 Behov for NOFO-systemer i barriere 2 3 4 Totalt behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 7 8 * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er lav. Her forventes det et lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse Oseberg har et beregnet behov på 8 NOFO-systemer for å kunne håndtere dimensjonerende scenario med mekanisk oppsamling. Eksempel på mulig ressursdisponering som gir best oppnåelig responstid er gitt i Tabell 3-8. Tabell 3-8: Eksempel på disponering av oljevernressurser ved dimensjonende hendelse ved Oseberg. Det er tatt utgangspunkt i senterposisjon mellom Oseberg H og G Oljevernressurs Avstand (nm) Responstid OR-fartøy/slepefartøy Esvagt Stavanger I området Daughter craft frem til slepfartøy (redningskøyte Kleppestø) Havila Troll 31 nm 8 timer OR-fartøy 8 timer slepefartøy (Haugesund) Ocean Alden 58 nm 8 timer OR-fartøy 9 timer slepefartøy (Måløy) Responstid inkl. utsetting av lenser 3 timer 9 timer 9 timer Gradering: Internal Status: Final : Side 29 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Stril Herkules 44 nm 9 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy Base Mongstad 74 nm 15 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy Stril Power 75 nm 11 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy Esvagt Bergen 132 nm 14 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy Base Stavanger 132 nm 19 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy 24 timer 24 timer 24 timer 24 timer 24 timer Best oppnåelig ressursdisponering er basert på utstyr og kapasitet til de navngitte fartøyene. Fartøyene kan endres, men tilsvarende utstyr og kapasiteter må være tilgjengelig innen samme responstid. 3.6.2 Barriere 3 og 4 Beregning av ressursbehov for barriere 3 og 4 er basert på strandingsstatistikk fra modellering utført for Oseberg Delta 2. Dette er som tidligere nevnt konservativt for ettersom utblåsningsratene er lavere for sammenlignet med Delta 2. Maksimal strandet mengde oljeemulsjon (95-persentil) for en utblåsning uten effekt av oljevernberedskap er estimert til 30894 tonn for vinter og 12362 tonn for sommer. Tabell 3-9 gir en oversikt over beregning av systembehov i barriere 3 og 4. Tabell 3-9: Parameter Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 ved dimensjonerende hendelse Vinter Sommer 5 C - 10 m/s 15 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 30894 12362 Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 37 72 Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 19380 3471 Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 19 36 Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 15769 2223 Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 1577 223 Antatt behov for kystsystemer i barriere 3 11 2 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm3/d) 1233 97 Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 16 2 Antall prioriterte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn) Totalt behov i barriere 3 (inkludert grunnberedskap for prioriterte områder) Totalt behov i barriere 4 (inkludert grunnberedskap for prioriterte områder) 7 5 11 5 16 5 Gradering: Internal Status: Final : Side 30 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Det settes krav til kapasitet tilsvarende 11 Kystsystemer (type A eller B) og 16 Fjordsystemer (type A eller B) i henholdsvis barriere 3 og 4 for. Responstiden er satt til 10 døgn, som er korteste drivtid til land (95 persentil av modellresultater). 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. 3.6.3 Barriere 5 Strandsanering Basert på beregninger gjennomført for aktiviteter i Barentshavet, 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 forutsatt at grovrensing 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 3-10 gir en oppsummering av behov i barriere 5. Tabell 3-10: Beregnet behov for antall strandrenselag (á 10 personer) ved dimensjonerende hendelse Høyaktivitetsår Antall strandrenselag Eksempelområde Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Sommer Vinter Sommer Vinter Sommer Vinter Atløy - Værlandet 1442 881 16 14 1 3 Runde 3671 1062 15 13 1 4 Sandøy 2131 538 20 16 1 2 Smøla 1991 1312 32 18 -* 5 Sverslingsosen - Skorpa 2575 499 15 14 1 2 Ytre Sula 362 419 28 17 -* 2 Frøya - Froan 292 571 37 17 -* 2 Total 4 20 *ikke beregnet pga minste drivtid lenger enn 20 døgn 3.7 Bruk av kjemisk dispergering Bruk av kjemisk dispergering i en aksjon skal alltid vurderes med hensyn til operative forhold og miljøforhold. Vurdering av beste bekjempelsesmetode skal være basert på Net Environmental Benefit Analysis (NEBA) prinsippet. NEBA prinsippet tar utgangspunkt i operative forhold og miljøforhold, som danner grunnlag for å velge den bekjempelsesmetoden som medfører minst miljøskade (Tabell 3-11). Kjemisk dispergering kan være det beste alternativet hvis det er naturressurser i mulig drivbane og det er lite hensiktsmessig å drive mekanisk oppsamling eller beskytte naturressurser med mekanisk barriere. Det vil særlig være aktuelt ved store forekomster av sjøfugl i kombinasjon med lav tetthet av gyteprodukter. Kjemisk dispergering i kombinasjon med mekanisk oppsamling offshore vil kunne øke effektiviteten til beredskapen og dermed redusere mulighet for landpåslag. Forekomst av pelagisk sjøfugl og fisk i området i Oseberg området er vist i hhv. Tabell 3-12 og Tabell 3-13. Gradering: Internal Status: Final : Side 31 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Tabell 3-11: Operative forhold og miljøforhold som skal vurderes i NEBA prosessen Operative forhold Miljøforhold Værforhold (bølger, vind, strøm etc.) Oljens levetid på sjøen Lys- og siktforhold Oljens dispergerbarhet Oljetykkelse på flaket Naturressurser i mulig drivbane (sjøfugl, Tilgjengelig ressurser gyteprodukter, prioriterte strandlokaliteter) Dybde og avstand til land Tabell 3-12: Sjøfugl i Oseberg området. Det er gitt poeng avhengig av forekomst i nærområdet, der 1 er lav forekomst, 2 er middels forekomst og 3 er høy forekomst. «-» angir svært lav forekomst (< 0,05 % per 10 10 km rute).data fra [13]. Pelagisk Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des sjøfugl Alke - - - - - - - - - - - - Alkekonge - - - - - - - - - - - - Fiskemåke - - - - - - - 1 1 1 - - Gråmåke 1 1 1 - - - - - - - 1 1 Havhest 1 1 1 - - - - 1 1 1 1 1 Havsule 1 1 1 1 - - - - - - - 1 Krykkje 1 1 1 1 - - - - - - - 1 Lomvi 1 1 1 - - - - - - - 1 1 Lunde - - - - - - - - - - - - Polarlomvi - - - - - - - - - - - - Polarmåke 1 1 1 1 - - - - - - - 1 Sildemåke 1 1 1 - - - - - - - 1 1 Svartbak 1 1 1 - - - - - - - 1 1 Tabell 3-13: Forekomst av fiskearter i Oseberg området. Prosentvis overlapp med totalt gyteområde er beregnet, og videre er det gitt poeng avhengig av grad av overlapp, der 1 er lav forekomst, 2 er middels forekomst og 3 er høy forekomst. «-» angir svært lav forekomst (< 1 % overlapp). Bestand Overlapp [%] Forekomst Gyteperiode Nordsjøhyse 3,8 1 Mars- Mai Nordsjøsild 1,3 1 Juli/August - Oktober Nordsjøtorsk < 0,1 - Januar - April Tobis 2,5 1 Desember-Januar Gradering: Internal Status: Final : Side 32 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Dispergerbarhet til Oseberg Sør olje for definerte sommer- og vinterforhold er undersøkt gjennom forvitringsstudier, og en oversikt av resultatene er presentert i Tabell 3-4. Dispergerbarheten skal alltid testes in situ ved hjelp av prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering er aktuelt ved en hendelse. Forhåndsutfylt «Beslutningsskjema for bruk av dispergeringsmidler» er vedlagt oljevernberedskapsplanen til Oseberg Feltsenter. Tabell 3-14 viser aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Tabell 3-14: Oljevernressurs Områdeberedskapsfartøy med dispergeringskapasitet lokalisert i nærheten av Oseberg Lokasjon Avstand til felt/brønn (nm) Responstid (timer) Mengde (m 3 ) dispergeringsmiddel ombord Esvagt Stavanger Oseberg 5 3 49 Havila Troll Troll 31 8 46 Ocean Alden Gjøa 58 8 45 Stril Power Balder 75 11 60 3.8 Oppsummering av Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 8 NOFO-systemer Første system innen 3 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer. Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 11 Kystsystemer (type A eller B) og 16 Fjordsystemer (type A eller B) innen 10 døgn. Barriere 5 Strandsanering Antall strandrenselag og responstid Totalt behov for kapasitet tilsvarende 20 strandrenselag vinterstid og 4 strandrenselag sommerstid. Personell og utstyr skal være klar til operasjon i aktuelt område innen de respektive drivtidene til områdene. Fullt utbygd barriere innen 13 døgn Miljøundersøkelser Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Gradering: Internal Status: Final : Side 33 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 3.9 Anbefaling for oljevernberedskapsplan Oseberg Feltsenter Det anbefales at oljevernberedskapsplanen for Oseberg Feltsenter oppdateres innen oppstart av aktivitet ved, slik at det fremgår hvilke installasjoner som er dekket av planen, og at informasjon om aktiviteter, oljetyper og forventede utblåsningsrater blir inkludert. 4 Referanser [1] DNV GL (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for Oseberg Feltsenter i Nordsjøen. Rapportnr: 2014-0696 [2] Oseberg A crude oil properties and behaviour at sea (2013). SINTEF rapport A 25226. [3] Oseberg Sør crude oil properties and behaviour at sea (2013). SINTEF rapport A 24709. [4] Beredskapsanalyse: Oseberg Feltsenter (2014). Statoil rapport. [5] Beredskapsanalyse: Oseberg Delta 2 (2014). Statoil rapport. [6] Oljevernberedskapsplan Oseberg Feltsenter (2014). ARIS. [7] Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel [8] NOFOs nettsider - www.nofo.no [9] OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) - revisjon 2007. OLF rapport. [10] DNV GL (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for Oseberg Delta 2 i Nordsjøen. DNV GL rapport 2014-0394 [11] Acona (2015) Stokastisk oljedriftsimulering og miljørisikoanalyse for letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom. Prosjekt nr: 820036 [12] Acona (2015) Ekstra vurderinger for tobis ved B-Vest Angkor Thom. Rapport nr. 40495 [13] DNV (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord I PL035 I Nordsjøen. Rapport nr/dokument nr: 2014-0823/1G9G883-3 Gradering: Internal Status: Final : Side 34 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Vedlegg 1 Technical note. Blowout Scenario Analysis Blowout Scenario Analysis Input to the update of the environmental risk analysis for Oseberg. Alexander Solberg, TPD SST ST December 11 th, 2015 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to the Oseberg (OV2). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the planned update of the Oseberg Field Centre environmental risk analysis (ERA). The assessment is based on activity levels in a year of high and a year of low activity. The overall blowout probability is judged to be 6.8 10-4 for a year of high activity. The oil blowout rates are in the range between 700 and 7,900 Sm 3 /d. The maximum duration is estimated to be 70 days with a 0.6 % probability. 1 Introduction The purpose of this note is to provide input to the environmental risk analysis for OV2 regarding blowout probability, rates and duration. The planned ERA will be implemented in the study performed for the Oseberg Field Center. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulated blowout rates /3/ Project specific input Judgements and considerations in TPD TEX SSC ST and in dialogue with the relevant organisation. 2 Field Specific Information OV2 is located on the Oseberg Field and consists of 1 unmanned wellhead platform (UWP) and 1 subsea wellhead template. The UWP will consist of 9 wells and develop the new structures Alfa Main and Gamma. The existing subsea template will consist of 2 wells and develop the Kappa structure. Gradering: Internal Status: Final : Side 35 av 52

Oseberg samt vurdering av behov The wells included in the OV2 development concept are shown in Table 1 below. Table 1: Wells included in the current OV2 development concept. Alfa Main Gamma Kappa ACOP1 GNOP1 (MLT) KMOP1 AMOP1 GNOP2 KMOP2 AMOP2 GVOP1 (MLT) KMGI1 (from UWP) GVNOP1 (MLT) GNGI1 For the rate claculations shown in chapter 4 one well has been selected from each structure. The wells are shown above in Table 1 in bold. The wells include ACOP1 as representative for Alfa Main wells, GVOP1 for Gamma and KMOP1 for Kappa. The wells will be drilled through a gas cap that will be dominating the rate calculations during drilling. These zones will be isolated for the other activities. Thus the expected reservoir and fluid properties will be different for drilling and the other activities. The reservoir and fluid properties for the selected wells are included below in Table 2 and Gradering: Internal Status: Final : Side 36 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Table 3 for the drilling scenario. The reservoir and fluid properties for the completion and production scenario is included in Table 4 and Table 5. The well design properties are included in Table 6. Table 2: Reservoir data for representative OV2 wells, drilling activity (D&W OV2 team site) Reservoir Data Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1 Top reservoir mmd/m TVD MSL 4205/ 2379 3159/2606 4304/3063 1) Base reservoir mmd/m TVD MSL NA NA Total formation thickness m TVT 100 40 HC bearing formation thickness m TVT 30 100 40 Length in reservoir (Prod.interval) mmd/mtvt 60/22 396 Wellbore radius m 0.108 0.155 0.108 Net/Gross frac 1 1 Porosity frac 0.24 0.20 Permeability md 185 5000 1000 Kv/kh ratio NA NA Connate water saturation frac 0 0.09 0.09 Temperature (top res) C 89 103/2685.5 121/3055 Pressure (top res) bar 247 212 /2606 383/3055 GOR Sm3/Sm3 7143 7285 5796 WGR frac 0 0 0 Reservoir radius (re) m 0.108 NA NA Reservoir length along well m 1500 2000 5000 Reservoir width across well m 500 900 2000 Well location along reservoir m 100 200 300 (d1,xw) Well location across reservoir (d2,yw) m 400 1000 2000 Gradering: Internal Status: Final : Side 37 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Table 3: Fluid properties for ACOP1, GVNOP1 and KMOP1, drilling activity (D&W OV2 team site). Fluid data Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1 Reference field/well for fluid properties Ref depth m TVD MSL 2588.5 (mid gas column) 3120 (mid oil column) FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Oil (Condensate) density g/cc 0.7899 0.7956 0.805 Oil viscosity cp CGR Sm3/Sm3 1.40 10-4 1.37 10-4 1.71 10-4 Gas specific gravity sg 0.695 0.674 0.700 FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Gas Gas Oil Reference pressure Bar 285.2 318.4 Reference temperature o C 89 103 Gas viscosity mpa s 0.0272 0.028 Gas FVF m3/sm3 4.2957 10 3 4.11 10-3 Z factor 0.9362 0.9955 CO2 mol% 1 1.16 1.95 N2 mol% 1 3.05 1.06 H2S mol% 0 0 0 Gas viscosity correlation Lee et al Lohrenz, Bray Clark Lohrenz, Bray Clark Table 4: Reservoir data for representative OV2 wells, completion and production activity (Model Catalogue) Reservoir Data Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1 Top reservoir mmd/m TVD MSL 4205/ 2379 3500/2692 5280/3140 Total formation thickness M 30 100 200 Perforation interval m >1000 >1000 >1000 Wellbore radius M 0.108 0.108 0.108 Permeability md 100 1600 1600 Temperature (top res) C 106 108 121 Pressure (top res) bar 297 227 380 GOR Sm3/Sm3 165 122 856 WGR frac 15 0 0 Productivity Index (PI_liq) Sm 3 /day/bar 150 700 NA Drainage area m 2 500,000 1,000,000 1,000,000 Gradering: Internal Status: Final : Side 38 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Table 5: Fluid properties for ACOP1, GVNOP1 and KMOP1, completion and production activity (Model Catalogue). Fluid data Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1 Reference field/well for fluid properties Ref depth m TVD MSL FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Oil (Condensate) density g/cc 0.8349 0.8471 0.8559 Oil viscosity cp GOR Sm3/Sm3 192.2 159.8 223.6 Gas specific gravity sg 0.767 0.711 0.751 FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Oil Oil Oil Reference pressure Bar 285.3 319.1 382.0 Reference temperature o C 94 106 121 Oil viscosity mpa s 0.2098 0.3332 0.2529 Oil FVF m3/m3 1.522 1.467 1.64786 Bubble Point Bara 285.3 319.1 382.0 CO2 mol% 1 1 1.256 N2 mol% 0.4 1.3 0.462 H2S mol% 0 0 0.006 Oil viscosity correlation Vazquez- Beggs Beggs et al Vazquez-Beggs Beggs et al Vazquez-Beggs Beggs et al Table 6: Well design properties for ACOP1, GVNOP1 and KMOP1. Additional info Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1 Csg shoe mmdmsl 2690 (13 3/8») 2636 (13 5/8 ) 4062 (9 5/8 ) ID XT-Csg shoe m 0.318 0.318 0.2159 ID Csg shoe top reservoir m 0.217 0.31 0.2159 PRes initial @ ref. depth (*not used) bar 288/2371 321.1* /2685.5 383/3055 WHP bar 1.035 2 1.1 Wellpath ver. Compass - 24.06.14 09.07.15 27.01.15 Prosper ver. file - 09.09.14 19.08.15 15.03.15 Gradering: Internal Status: Final : Side 39 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 3 Blowout scenarios and probabilities 3.1 During drilling operation 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. Only the tripping scenario is included in this analysis. 3.2 During completion, production and well intervention During completion, production, workover, wireline, coiled tubing and injection the following scenario is defined; Production etc. Loss of well control during production or during well intervention. Blowout through 7 production tubing to surface The overview of blowout causes given in ref /1/ (Table 4.9). A number of incidents are recorded with drill string or tubing in the wellbore for these operations. For this assessment a blowout through the production tubing with no additional tubing/ drill pipe in the hole is conservatively assumed. The following probability is applied: P(Through production tubing blowout) = 1,00 Gradering: Internal Status: Final : Side 40 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 3.3 Blowout probabilities The blowout frequencies found in Scandpower, ref /2/, are the outset of our assessment. The activity level for the field is based on the CAR presentation from DG3 and evaluated by the project. Table 7: Time estimate for OV2, expected days The resulting activity level expected for OV2 is shown below in Table 8: Table 8: Activity level for OV2, 2018-2021. Alfa Main (Topside WHs) Gamma (Topside WHs) 2018 2019 2020 2021 Drilling 1 2 Completion 3 Wireline 2 Production 3 3 Gas Injection Drilling 5 Completion 4 1 Wireline 1 Gradering: Internal Status: Final : Side 41 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Kappa (Subsea WHs) TOTAL Production 3 4 4 4 Gas injection 1 1 1 1 Drilling 2 1 Completion 2 1 Wireline 1 Production 2 2 2 Gas injection 1 1 Drilling 5 3 3 Completion 4 3 4 Wireline 3 Production 3 6 9 9 Gas injection 1 2 2 Based on Table 8 it is evaluated that 2020 will be the year of highest activity. The annual blowout frequency based on the activity level for 2020 is shown below in Table 9. The overbalance on OV2 is large, especially for the Gamma structure with 130 bar overbalance, i.e. the blowout frequency for drilling is considered to be conservative. A number of wells will have a TCO glass disc installed in the SAS hanger assembly as a barrier to flow from the reservoir before upper completion is run and installed, ref /3/. For these wells a 50% reduction in the completion blowout frequency is justified. Table 9: Frequencies and total activity level for the field, high activity year (2020) Activities Activities Oil wells topside WH subsea WH Frequency Probability P(blowout, drilling) 2 1 3.96E-05 1.19E-04 P(blowout, completion) 3 1 9.64E-05 1 2.41E-04 P(blowout, wireline) 2 1 4.23E-06 1.27E-05 P(blowout, production) 7 2 1.60E-05 1.44E-04 P(blowout, gas injection) 1 1 8.02E-05 1.60E-04 SUM 6.77E-04 The blowout probability divided by structure is shown below in Table 10. 1 Frequency adjusted with a 50% reduction for wells with a TCO glass disc installed in the SAS hanger assembly. This is valid for well AMOP1, AMOP2, ACOP1, GNOP2, GNGI1. Gradering: Internal Status: Final : Side 42 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Table 10: Established annuual blowout frequency for the structure Alfa, Gamma and Kappa. Alfa Main (Topside WHs) Gamma (Topside WHs) Kappa (Subsea WHs) TOTAL 2018 2019 2020 2021 Drilling 3.96E-05 7.92E-05 1.45E-04 Completion Workover Wireline 8.46E-06 Production 4.80E-05 4.80E-05 Gas Injection Drilling 1.98E-04 Completion 3.37E-04 4.82E-05 Workover Wireline 4.23E-06 Production 4.80E-05 6.40E-05 6.40E-05 6.40E-05 Gas injection 8.02E-05 8.02E-05 8.02E-05 8.02E-05 Drilling 7.92E-05 3.96E-05 Completion 1.93E-04 9.64E-05 Workover Wireline 4.23E-06 Production 3.20E-05 3.20E-05 3.20E-05 Gas injection 8.02E-05 8.02E-05 Drilling 1.98E-04 1.19E-04 1.19E-04 Completion 3.37E-04 2.41E-04 2.41E-04 Workover Wireline 4.23E-06 1.27E-05 Production 4.80E-05 9.60E-05 1.44E-04 1.44E-04 Gas injection 8.02E-05 8.02E-05 1.60E-04 1.60E-04 Gradering: Internal Status: Final : Side 43 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 4 Blowout rates The blowout rates for OV2 is established using Prosper files for the blowout and well kill simulations and adjusting them to the relevant scenarios for the Environmental Risk Analysis, ref /3/. The rates are established by finding representative wells for the installations in dialogue with the project. The wells are ACOP1 (Alfa Main), GVNOP1 (Gamma) and KMOP1 (Kappa). Flow through annulus is most likely during drilling activities and annulus rates are therefore used to represent the flow potential of a blowout during drilling operations. For the remaining activities a blowout scenario through production tubing is found as a representative rate. For assessment of environmental risk, only the oil/ condensate rates are relevant. The rates used for this analysis are found in Table 11. Table 11: Potential blowout rates for Alfa Main, Gamma and Kappa wells. Well Activity Scenario Oil Rates [Sm 3 /d] Surface Seabed 5 m 6600 6600 Drilling 50% 7400 7300 100% 7500 7400 ACOP1 Expected 7300 7200 w/o prod liner 800 800 Completion w prod liner 700 700 Expected 700 700 Prod/ Wireline 700 700 GVNOP1 Drilling 5 m 2000 2000 50% 3000 3000 100% 3000 3000 Expected 2800 2800 Completion w/o prod liner 2600 2500 w prod liner 2000 1900 Expected 2300 2200 Prod/ Wireline 2000 1900 KMOP1 Drilling 5 m 1000 1000 50% 1200 1200 100% 1200 1200 Expected 1200 1200 Completion w/o prod liner 9500 9500 w prod liner 6100 6200 Expected 7800 7900 Prod/ Wireline NA 6200 Scenario 5m drilling is in gas cap for all wells. High estimate oil rates. Gradering: Internal Status: Final : Side 44 av 52

Oseberg samt vurdering av behov The blowout rates are calculated under the conservative assumptions: Unrestricted annulus flow where the BOP has failed entirely. Gas coning is not considered. As time passes reservoir pressure will decline from production, this factor is not accounted for. Fluid rate reduction over time due to depletion is evaluated to be significant for OV2 and would have a condsiderable impact on the environmental risk if desired to do a more detailed analysis. The probabilities presented in Chapter 2.1 above are based on the acitivity level in 2020. This is the year with the highest activity level in the current plan for OV development. Based on this activity level we get the following normalised probabilities; Gas wells Normalised probability P(blowout, drilling blowout) 1.19E-04/6.77E-04 0,176 P(blowout, completion blowout) 2.41E-04/6.77E-04 0,356 P(blowout, wireline blowout) 1.27E-05/6.77E-04 0,019 P(blowout, production blowout) 1.60E-05/6.77E-04 0,213 P(blowout, gas injection blowout) 8.02E-05/6.77E-04 0,237 1,000 Flow path distribution from ref /2/ have been used to establish the distribution between topside and seabed releases. The distribution is shown below in Table 12. Table 12: Flow path distribution, ref /2/. Flow Path Distribution Activity Subsea WH Topside WH Seabed Surface Seabed Surface Drilling 0,8 0,2 0,28 0,72 Completion 0,05 0,95 0 1 Workover 0,66 0,34 0,19 0,81 Wireline 0,75 0,25 0 1 Production 1 0 0,27 0,73 Table 13 displays combinations of blowout rates and scenario probabilities. All probabilities are conditioned on a blowout in a year of expected activity. Gradering: Internal Status: Final : Side 45 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Blowout rate Table 13: Blowout rate probability distribution. Blowout Freq. Normilized distribution [Sm3/d] Seabed Surface Seabed Surface 700 1.30E-05 1.88E-04 0.06 0.42 1200 3.17E-05 7.92E-06 0.14 0.02 2000 3.89E-05 1.05E-04 0.17 0.23 2300 0.00E+00 0.00E+00 0.00 0.00 2800 0.00E+00 0.00E+00 0.00 0.00 6100 1.15E-04 0.00E+00 0.51 0.00 6200 0.00E+00 1.06E-06 0.00 0.00 7200 2.22E-05 0.00E+00 0.10 0.00 7300 0.00E+00 5.70E-05 0.00 0.13 7800 4.82E-06 0.00E+00 0.02 0.00 7900 0.00E+00 9.16E-05 0.00 0.20 The probability distribution is shown below in Figure 2. The distribution between topside and subsea releases is 67 % and 33 %, respectively. 2,00E-04 1,80E-04 1,60E-04 1,40E-04 1,20E-04 1,00E-04 8,00E-05 6,00E-05 4,00E-05 2,00E-05 0,00E+00 Blowout rate probability distribution OV2 700 1200 2000 2300 2800 6100 6200 7200 7300 7800 Seabed Surface Figure 2: Blowout rate probability distribution for the field OSF. Gradering: Internal Status: Final : Side 46 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 4.1 Weighted and P90 rates for Environmental Preparness Analysis The weighted rate for the drilling scenario is based on the methodology described in chapter 3 and is summerized in Table 14 below. Table 14: Weighted rate for drilling scenarios Blowout rate [Sm3/d] Blowout Freq. Normalised Blowout Freq Seabed Surface Seabed Surface 1200 3.17E-05 7.92E-06 0.59 0.12 2800 0.00E+00 0.00E+00 0.00 0.00 7200 2.22E-05 0.00E+00 0.41 0.00 7300 0.00E+00 5.70E-05 0.00 0.88 Expected Rate (Sm3/d) 3700 6600 The P90 rate is determined based on the remaining activities on OV2. A cumulative rate distribution is established and shown below in Figure 3. Figure 3: Cumulative normalized blowout probability distribution for production, intervention and completion activities. From Figure 3 it is observed that the P90 rates are 5,700 Sm3/d for seabead released and 7,900 Sm3/d for topside releases. Gradering: Internal Status: Final : Side 47 av 52

Oseberg samt vurdering av behov 5 Blowout duration A condensate 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 ref /2/. Water and gas coning are not considered in the assessment. Well specific input about time to drill two relief wells /3/, is given by the project and presented in Table 15. Table 15: Time to drill a relief well (days) Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions 1 1 2 - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 3 7 14 - drilling 20 25 40 - geomagnetic steering into the well 7 12 20 - killing the well 1 2 5 The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 32 and 81 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 15. The expected time found is 53 days. A probability distribution is presented in Figure 1. Gradering: Internal Status: Final : Side 48 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Figure 1: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 16 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 16 maximum blowout duration is suggested to be 70 days. Duration (days) Table 16: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Surface blowout Seabed blowout Duration (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,406 0,282 28 0.012 0.021 1 0,127 0,098 35 0.006 0.011 2 0.143 0.123 42 0.005 0.008 5 0.189 0.188 49 0.025 0.038 7 0.057 0.067 56 0.045 0.066 10 0.049 0.063 63 0.024 0.036 14 0.034 0.049 70 0.004 0.006 21 0.028 0.044 *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,006) are added to the probability 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 2. In Figure 3 blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Gradering: Internal Status: Final : Side 49 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Figure 2: Blowout duration described by probability distributions Gradering: Internal Status: Final : Side 50 av 52

Oseberg samt vurdering av behov Figure 3: Cumulative Probability distribution for number of days blowout duration. Gradering: Internal Status: Final : Side 51 av 52