Oppsummering av miljørisikoanalyse samt beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord

Oppsummering av miljørisikoanalyse samt beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord 1

Title: Oppsummering av miljørisikoanalyse samt beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord Document no. : Contract no.: Project: Classification: Åpen Expiry date: Distribution: Fritt i Statoilkonsernet Status Final Distribution date: Rev. no.: Copy no.: Author(s)/Source(s): Louise-Marie Holst Subjects: Miljørisiko, akutt utslipp, oljevernberedskap Remarks: Valid from: 2014-09-01 Responsible publisher: Updated: Authority to approve deviations: Techn. responsible (Organisation unit / Name): TEX SSC EIA Endre Aas Date/Signature: X Responsible (Organisation unit/ Name): TEX SSC EIA ET Louise-Marie Holst Date/Signature: X Recommended (Organisation unit/ Name): TEX SSC EIA Arne Myhrvold Date/Signature: X Approved by (Organisation unit/ Name): TEX SSC EIA Marianne B. Tangvald Date/Signature: X 2

Innhold 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 4 2.1 Definisjoner og forkortelser... 4 2.2 Bakgrunn... 7 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 7 3 Miljørisikoanalyse... 8 3.1 Metodikk... 8 3.2 Basisinformasjon... 8 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet... 8 3.4 Utblåsningsrater og -varigheter... 9 3.5 Oljetype... 10 3.6 Oppsummering av miljørisiko... 11 3.6.1 Resultater fra oljedriftsimuleringer -øvre reservoarseksjon (12 ¼ )... 11 3.6.2 Resultater miljørisiko -øvre reservoarseksjon... 15 3.6.3 Resultat miljørisiko nedre reservoarseksjon... 19 3.7 Konklusjon - miljørisiko... 21 4 Beredskapsanalyse... 23 4.1 Ytelseskrav... 23 4.2 Metodikk... 23 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2... 23 4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5... 24 4.5 Analysegrunnlag... 24 4.5.1 Utslippsscenarier... 24 4.5.2 Oljens egenskaper... 24 4.5.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer... 25 4.5.4 Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger... 28 4.5.5 Influensområde og stranding... 30 4.6 Resultat beredskapsbehov og responstider... 30 4.7 Oppsummering av krav til beredskap... 34 5 Referanser... 36 Vedlegg A: Technical note... 37 3

1 Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord i den nordlige delen av Nordsjøen. Tidligst planlagt borestart er medio desember 2014. Avstand til nærmeste land, som er Øygarden i Hordaland, er 130 km. Krafla Main Statfjord bores i to ulike reservoarseksjoner med tilhørende utblåsningssannsynligheter, -rater og oljetype. Miljørisikoanalysen for 30/11-11 Krafla Main Statfjord er gjennomført som en skadebasert analyse, og utført av DNV. Resultatet fra miljørisikoanalysen viser at miljørisikoen for alle VØKer, ligger innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier; under ALARP-nivået (50 % av akseptkriteriet) høst og vinter, og over ALARP-nivået vår og sommer. En utblåsning fra 12 ¼ seksjonen vil resultere i signifikant høyere bestandstap og miljøskade enn en utblåsning fra 8 ½ seksjonen. Kystnær sjøfugl (lomvi) er dimensjonerende for risikonivået med 91,7 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade i sommersesongen (juni-august). Dimensjonerende miljørisiko for de gjenværende sesongene er 72,1 % om våren (alvorlig miljøskade, kystnær sjøfugl), 28,7 % om høsten (Alvorlig miljøskade, pelagisk sjøfugl) og 24,2 % om vinteren (moderat miljøskade, pelagisk sjøfugl). Planlagt boreperiode er vinter 2014. Miljørisikoen i denne perioden er lavere enn det dimensjonerende risikonivået, og under ALARP-nivået for alle VØKer og skadekategorier. Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord er oppsummert i Tabell 4-14. Det er satt krav til 6 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. Det settes krav til 6 kystsystemer i barriere 3 og 6 kystsystemer i barriere 4. Det stilles krav til 13 strandrenselag i barriere 5. Ved behov, vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer. 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisiko- og beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. Barriere: Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem. Barriere-effektivitet: Prosentandel av overflateolje som samles opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriere-effektiviteten maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre (konsentrerte flak) vil barriere-effektiviteten kunne overstige systemeffektiviteten. 4

Barrierekapasitet: Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasitet forutsette at tilgangen til oljen er tilstrekkelig til at systemets kapasitet kan utnyttes fullt. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon Gangtid: Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres. IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. IUA: Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NOFO-system: Bemannet offshore oljevernfartøy med offshorelense og skimmer, samt slepebåt til lense. Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. OR-fartøy: Oil Recovery-fartøy som inngår i NOFO sin fartøyspool. OSRL: Oil Spill Response Limited Responstid: Sammenlagt mobiliseringstid, klargjøringstid og gangtid. 5

Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. Størst strandet mengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst emulsjonsmengde til kysten. Systemeffektivitet: Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFO-system. Systemkapasitet: Forventet oppsamlingsrate i m3/d for ett system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. 6

2.2 Bakgrunn I forkant av boringen av letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert helårlig analyse av DNV [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse 30/11-11 Krafla Main Statfjord er en letebrønn som skal bores i den nordlige delen av Nordsjøen, om lag 25 km sørvest for Oseberg Sør. Korteste avstand til land, som er Øygarden i Hordaland, er 130 km. Figur 2-1 viser lokasjon til brønnen. Vanndybden på borelokasjon er 106 meter. Boringen har planlagt oppstart om vinteren, tidligst medio desember 2014. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Leader. Krafla Main Statfjord skal brukes for å teste forekomst av hydrokarbonforekomster i to ulike reservoarseksjoner. Målet for øvre reservoarseksjon vil være Upper Tarbert, Middle Tarbert og Etive, og nedre reservoarseksjon vil være Nansen/Eriksen. Den øvre reservoarseksjonen er planlagt boret med 12 ¼ og nedre reservoarseksjon med 8 ½. Boringen i de to reservoarseksjonene gir ulike verdier for utblåsningssannsynlighet, - rater og forventet oljetype, mens forventede utblåsningsvarigheter er lik. Utblåsningsrater fra øvre reservoarseksjon er dimensjonerende både for miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen. Figur 2-1: Lokasjon for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord. For analyse av miljørisiko knyttet til boring av 30/11-11 Krafla Main Statfjord benyttes Statoils akseptkriterier (Tabell 2-1) for operasjonsspesifikk miljørisiko. Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at: 7

"Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Tabell 2-1 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 1 x 10-3 Moderat < 2,5 x 10-4 Betydelig < 1 x 10-4 Alvorlig < 2,5 x 10-5 3 Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. 3.2 Basisinformasjon Basisinformasjon om letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord er oppsummert i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Basisinformasjon for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord Parameter Brønnavn Lokasjon Vanndyp Avstand til nærmeste land Referanseolje Vektede utblåsningsrater - Øvre reservoarseksjon (12 ¼" ) Vektede utblåsningsrater - Nedre reservoarseksjon (8 ½ ") Vektede utblåsningsvarigheter Varigheter brukt i oljedriftssimulering- Øvre reservoarseksjon (12 ¼" ) Varigheter brukt i oljedriftssimulering- Nedre reservoarseksjon (12 ¼" ) Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn Verdi Brønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord 60 13' 07" N, 002 30' 24" Ø 106 m 130 km (Øygarden) Oseberg Øst og Huldra kondensat 7380 Sm 3 /d sjøbunn og 7960 Sm 3 /d overflate 540 Sm 3 /d sjøbunn og 420 Sm 3 /d overflate Overflate: 9,5 døgn Sjøbunn: 16,4 døgn 2, 5, 14, 35 og 70 døgn 2, 5, 70 døgn 70 døgn 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet Det skal benyttes en halvt nedsenkbar rigg (Transocean Leader) for boringen av letebrønnen. Basert på informasjon fra Scandpower, og en samlet vurdering av scenarioer og type rigg, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på havbunn og overflate under boring satt til 0,75 / 0,25. Se Vedlegg A for flere detaljer. Utblåsningssannsynligheten er differensiert for de to reservoarseksjonene. Øvre reservoarseksjon (12 ¼ ): P(Utblåsning overflate, wildcat, oljebrønn) = 1,76 x 10-4 x 0,25 = 0,4 x 10-4 8

P(Utblåsning sjøbunn, wildcat, oljebrønn) = 1,76 x 10-4 x 0,75 = 1,3 x 10-4 Nedre reservoarseksjon (8 ½ ): P(Utblåsning overflate HTHP, wildcat, gassbrønn) = 9,13 x 10-4 x 0,25 = 2,3 x 10-4 P(Utblåsning sjøbunn, HTHP, wildcat, gassbrønn) = 9,13 x 10-4 x 0,75 = 6,8 x 10-4 3.4 Utblåsningsrater og -varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord, er differensiert for de to reservoarseksjonene, og presentert i Tabell 3-1 og Tabell 3-2. Øvre reservoarseksjon (12 ¼ ) gir dimensjonerende utblåsningsrate, og vektet utblåsningsrate for henholdsvis sjøbunn og overflateutblåsning ligger på 7960 Sm3/d og 7380 Sm3/d. Tilsvarende verdier for nedre reservoarseksjon er 540 Sm3/døgn og 420 Sm3/døgn. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold, inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Forventet tid for å bore avlastningsbrønnen og drepe utblåsningen, beregnet ved hjelp av Monte-Carlo simuleringer, er 59 døgn. Den maksimale varigheten for en utblåsning er beregnet til 70 døgn. Varighetsfordelingen er lik for de to reservoarseksjonene. Tabell 3-1: Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 30/11-11 Krafla Main Statfjord, øvre reservoarseksjon (12 ¼ ), se vedlegg A for flere detaljer Utblåsningssted Fordeling Overflate 0,25 Sjøbunn 0,75 Rate (Sm3/d) Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling 2 5 14 35 70 Sannsynlighet for raten 2400 0,20 9100 0,66 0,14 0,09 0,03 0,08 0,40 9600 0,40 1300 0,20 8500 0,49 0,16 0,14 0,06 0,15 0,40 9300 0,40 Total Vektet rate 7960/7380 Sm3/døgn (sjøbunn/overflate) Tabell 3-2: Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 30/11-11 Krafla Main Statfjord, nedre reservoarseksjon (8 ½ ), se vedlegg A for flere detaljer Utblåsningssted Fordeling Overflate 0,25 Sjøbunn 0,75 Total Rate (Sm3/d) Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling 2 5 14 35 70 Sannsynlighet for raten 100 0,20 600 0,66 0,14 0,09 0,03 0,08 0,40 700 0,40 100 0,20 400 0,49 0,16 0,14 0,06 0,15 0,40 600 0,40 Vektet rate 540/420 Sm3/døgn (sjøbunn/overflate) En forenklet rate og varighetsmatrise er brukt for oljedriftsimulering av nedre reservoarseksjon. Forenklingen består i at det benyttet at et redusert og konservativt valgt antall rater og varigheter, (Tabell 3-3). 9

Tabell 3-3: Forenklet rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 30/11-11 Krafla Main Statfjord, nedre reservoarseksjon (8 ½ ) benyttet i miljørisikoanalysen Utblåsningssted Fordeling Rate (Sm3/d) Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling 14 70 Sannsynlighet for raten Overflate 0,25 700 0,90 0,10 1 Sjøbunn 0,75 600 0,79 0,21 1 3.5 Oljetype Forventet oljetype for øvre reservoarseksjon er Oseberg Øst, mens for nedre reservoarseksjon er Huldra kondensat. Oseberg Øst har lengst levetid på sjø og høyest tetthet sammenlignet med Huldra. Oseberg Øst regnes dermed som dimensjonerende oljetype. Forvitringsegenskapene til Huldra og Oseberg Øst er oppsummert i Tabell 3-4 og Tabell 3-5 og er hentet fra forvitringsstudier gjennomført for oljetypene [3,4]. Tabell 3-4: Oseberg Øst, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for vinter og sommer Parameter- Oseberg Øst olje Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Tetthet (fersk olje) 842 842 Fordampning (%) (etter 2 timer på sjø) 22 20 Nedblanding (%) (etter 2 timer på sjø) 2 0 Vannopptak (%) (etter 2 timer på sjø) 11 12 Viskositet (cp) (etter 2 timer på sjø) 4700 863 Fordampning (%) (etter 12 timer på sjø) 28 28 Nedblanding (%) (etter 12 timer på sjø) 12 1 Vannopptak (%) (etter 12 timer på sjø) 48 51 Viskositet (cp) (etter 12 timer på sjø) 13700 3220 Dispergerbarhet av emulsjon Potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Tabell 3-5: Huldra kondensat, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for vinter og sommer Parameter- Huldra kondensat Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Tetthet (fersk olje) 809 809 Fordampning (%) (etter 2 timer på sjø) 38 36 Nedblanding (%) (etter 2 timer på sjø) 17 1 Vannopptak (%) (etter 2 timer på sjø) 40 39 Viskositet (cp) (etter 2 timer på sjø) 333 164 Fordampning (%) (etter 12 timer på sjø) 28 28 Nedblanding (%) (etter 12 timer på sjø) 44 49 Vannopptak (%) (etter 12 timer på sjø) 40 40 Viskositet (cp) (etter 12 timer på sjø) 696 447 Dispergerbarhet av emulsjon Godt potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Godt potensiale for bruk av dispergeringsmidler. 10

3.6 Oppsummering av miljørisiko Resultater for oljedriftsimuleringer og miljørisiko er oppsummert for Krafla Main Statfjord i dette kapittelet. Siden øvre reservoarseksjon gir dimensjonerende resultater for oljedriftsimuleringer og miljørisiko, er disse gjengitt inngående, mens en mer kortfattet oppsummering er presentert for nedre reservoarseksjon (8 ½ ). For alle resultater refereres det til miljørisikoanalysen [1]. 3.6.1 Resultater fra oljedriftsimuleringer -øvre reservoarseksjon (12 ¼ ) Influensområde er presentert i Figur 3-1. Det er tilnærmet like influensområder for overflate- og sjøbunnsutblåsningen. Influensområdet hvor treffsannsynligheten er > 50 % strekker seg lenger nord i høstog vintersesongen enn i vår- og sommersesongen (overflate- og sjøbunnsutblåsning). Figur 3-1: Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning (venstre) og sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønnen Krafla Main Statfjord øvre reservoarseksjon (12 ¼) i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Oljemengdekategoriene er presentert for overflate- og sjøbunnsutblåsning i Figur 3-2, og er basert på helårsstatistikk. Merk imidlertid at influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. 11

For mengdekategorier >100 tonn olje per 10x10 km rute overstiger ikke sannsynligheten 35 % utenfor det direkte influensområdet nær utslippspunktet. For en overflateutblåsning i mengdekategorien 1-100 tonn er det 50 70 % treffsannsynlighet i et lite område et lite stykke unna utblåsningslokasjonen, dette er på grunn av at oljen kan bli fraktet under vann og komme opp igjen lenger bort selv om utblåsningen finner sted på overflaten. Det er et marginalt større influensområde for kategorien > 1000 tonn olje enn 500 1000 tonn olje for overflateutblåsningen, dette er på grunn av oljemengden i de aktuelle rutene er i området akkurat mellom de to kategoriene og dermed kan influensområdet bli større for den høyeste kategorien. Figur 3-2: Sannsynligheten for treff av oljemengder; 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og > 1000 tonn i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning (venstre) og sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønnen Krafla Main Statfjord (Design 2) og basert på helårsstatistikk. Influensområdet er 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. Landrutene som har 5 % sannsynlighet for stranding av > 1 tonn olje per 10 10 km ruter per sesong er vist i Figur 3-3 for overflate- og sjøbunnsutblåsning. Det er størst sannsynlighet for treff langs Møre og Romsdalskysten, med generelt litt høyere treffsannsynlighet gjennom hele året gitt en sjøbunnsutblåsning. En utblåsning i høst- og vintersesongen vil kunne berøre en større del av Norskekysten. Korteste drivtid til land og største strandingsmengder av olje- og emulsjon (95-persentiler) er vist i Tabell 3-6, og tilsvarende verdier er gitt for eksempelområdene. Resultatene for forventet strandingsmengder og drivtid stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. 12

Figur 3-3: Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km kystruter gitt en overflateutblåsning (venstre) og sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønnen Krafla Main Statfjord, presentert sesongvis. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Tabell 3-6: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen Krafla Main Statfjord gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Sommer er tidsrommet mars til august, mens vinterperioden er september til februar. NB: Resultatene for strandet emulsjon og drivtid er ikke nødvendigvis fra samme simulering. Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Sommer Vinter Sommer Vinter 12233 11335 12,3 9,2 Tabell 3-7: Eksempelområder som blir truffet av emulsjon gitt et utslipp fra letebrønnen Krafla Main Statfjord fordelt på sommer- og vintersesongen (95-persentil). Sommer refererer til månedene mars - august og vinter perioden september - februar. NB: Resultatene for strandet emulsjon og drivtid er ikke nødvendigvis fra samme simulering. Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Sommer Vinter Sommer Vinter Atløy Værlandet 764 776 16,8 12,0 Frøya og Froan 792 1931 44,8 22,3 Onøy (Øygarden) 69 305 45,1 17,9 Runde 1461 779 18,7 13,7 Sandøy 598 378 31,1 16,9 Sklinna - 2-81,8 Smøla 550 997 44,7 22,3 13

Stadtlandet 2052 1104 16,0 13,1 Sverslingsosen - Skorpa 1224 600 15,8 13,1 Træna - 8-77,8 Vigra - Godøya 451 76 32,7 24,8 Vikna Vest - 283-47,0 Ytre Sula 357 468 19,5 12,2 Figur 3-4 viser influensområde i vannsøylen for THC-konsentrasjoner 100 ppb per 10 10 km rute (effektgrense for fiskeegg og larver) for en sjøbunnsutblåsning. For en sjøbunnsutblåsning forventes et begrenset område som strekker seg opp til 30 km fra utslippspunktet å oppnå en THC-konsentrasjon i kategorien 100-300 ppb. Det er ikke THC-konsentrasjoner 100 ppb per 10 10 km rute for en overflateutblåsning, uavhengig av sesong. Figur 3-4: Beregnet gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. 14

3.6.2 Resultater miljørisiko -øvre reservoarseksjon Det er analysert for potensielle effekter på flere sjøfuglarter (kystnært og i åpent hav), marine pattedyr, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og presentert sesongvis. Miljørisiko i tilknytning til leteboring på Krafla Main Statfjord (øvre reservoarseksjon 12 ¼ ) presenteres sesongvis for den enkelte VØK kategori. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder kombinert med frekvens for utblåsning. For bestander; pelagisk og kystnær sjøfugl, og marine pattedyr presenteres risikoen på artsnivå mens for kysthabitat presenteres de 10 rutene (10 10 km) med høyest utslag. De sesongvise verdiene tilsvarer måneden med høyest innslag innenfor en gitt sesong. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier (foreliggende kapittel) og som frekvens for skade. Miljørisiko tilknyttet nedre reservoarseksjon er vesentlig lavere, og presenteres ikke i denne oppsummeringen, men det refereres til den miljørisikoanalysen for detaljer. 3.6.2.1 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav Miljørisiko for pelagisk sjøfugl for alle berørte arter i hver sesong er presentert i Tabell 3-8. Høyest risiko for skade på pelagisk sjøfugl er observert hos alkekonge i høstsesongen i kategorien Alvorlig miljøskade med 28,7 % av akseptkriteriet. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger: 6,4 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko for krykkje om høsten. 28,3 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for krykkje om høsten. 20,9 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko for alkekonge om høsten. 28,7 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko for alkekonge om høsten. Tabell 3-8: Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord, presentert for pelagisk sjøfugl for henholdsvis Mindre, Moderat, Betydelig og Alvorlig miljøskade, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som gir høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen. Fargekoden viser miljørisiko av ulik størrelse. 3.6.2.2 Miljørisiko for sjøfugl kystnært Miljørisiko for kystnær sjøfugl er presentert Tabell 3-9 for alle berørte arter i hver sesong. 15

Høyest risiko for skade på kystnær sjøfugl er observert hos lomvi om sommeren i kategorien Alvorlig miljøskade med 91,7 % av akseptkriteriet. Risikoen i vinterhalvåret (høst og vinter) er begrenset og gir kun utslag for noen få arter i kategoriene Mindre ( 3,2 %), Moderat ( 14,0 %), Betydelig ( 2,8 %) og Alvorlig ( 0,4 %). Dette skyldes at hekkesesongen er over og artene oppholder seg i all hovedsak ikke i dette området fra august til desember. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger: 3,2 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko for havelle om vinteren. 14,0 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for havelle om vinteren. 14,2 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko for alke om sommeren. 91,7 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko for lomvi om sommeren. Planlagt boreperiode er vinter, og høyest miljørisiko er i skadekategori moderat med 14% av akseptkriteriene (havelle). Tabell 3-9 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord, presentert for kystnær sjøfugl for henholdsvis Mindre, Moderat, Betydelig og Alvorlig miljøskade, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som gir høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen. Fargekoden viser miljørisiko av ulik størrelse. 3.6.2.3 Miljørisiko for marine pattedyr Miljørisiko for alle modellerte arter av marine pattedyr i hver skadekategori og sesong er angitt i Tabell 3-10. Høyest risiko for skade på marine pattedyr er observert hos havert om høsten med 8,9 % av akseptkriteriet i kategorien Moderat miljøskade. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskade kategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger (samtlige for steinkobbe om sommeren): 1,7 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko (likt utslag om høsten for havert). 16

8,9 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko. 5,5 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko. 3,6 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko. Tabell 3-10: Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord (Design 2), presentert for marine pattedyr for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som gir høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen. Fargekoden viser miljørisiko av ulik størrelse. 3.6.2.4 Miljørisiko strandhabitat Miljørisiko for strandhabitat er beregnet for alle årets måneder, og resultatene presenteres sesongvis for letebrønnen Krafla Main Statfjord. De oppgitte verdiene i Tabell 3-11 representer måneden med høyest utslag innenfor den enkelte sesong. Risikoen presenteres for de ti 10 10 km kystrutene med høyest risiko innenfor hver sesong. Nummeringen henviser kun til rangeringen av ruter innenfor en sesong, noe som innebærer at eksempelvis rute nummer 5 trenger ikke å referere til samme området om høsten som om sommeren. Risikoen knyttet til strandhabitat er beregnet å være høyest om sommeren med 7,0 % av akseptkriteriene i kategorien Moderat miljøskade. Risikoen er sammenlignbar gjennom året. Det er lav sannsynlighet for Betydelig (3-10 års restitusjonstid) og Alvorlig miljøskade (> 10 år restitusjonstid) gjennom året med hhv. 1,4 % og 0,5 % sannsynlighet, begge i sommersesongen. 17

Tabell 3-11: Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord (Design 2), for de ti 10 10 km kystrutene med størst miljørisiko innen hver vektet for overflate- og sjøbunnsutblåsning. Resultatene er presentert som andel av akseptkriteriet (%) per skadekategori. Ingen risiko registrert i kategorien Alvorlig (> 10 år) i høst- og vintersesongen. 3.6.2.5 Miljørisiko for fisk Modellering av tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene for hverken torsk eller sild. Mulige konsekvenser for disse fiskeartene anses derfor som neglisjerbare, og torsk/sild tas derfor ikke med videre i miljørisikoberegningene. Gitt en sjøbunnsutblåsning er det opp til 70 % overlapp mellom tobisområde i utkanten av Oseberg området og vannsøylekonsentrasjoner over effektgrensen for egg og larver (Figur 3-4). Tobis ligger nedgravd i sedimentene store deler av året. I beiteperioden om våren og sommeren, og i gyteperioden rundt årsskiftet 18

beveger tobisen seg opp og ned i vannsøylen og kan derfor i disse periodene være eksponert for olje. En sjøbunnsutblåsning i vintersesong (desember-februar) vil gi et betydelig mindre overlapp med tobisområder (om lag 20 %). I tillegg er THC konsentrasjoner >100 ppb kun beregnet i de øvre vannlag hvor det ikke forventes å være mye tobis tilstede. Ved forringelse av habitatet (bunnsubstrat) er det uvisst hvordan tobis vil reagere, om den vil bevege seg til et nytt passende område eller om den forblir stasjonær og graver seg ned (DN, 2011). I konklusjon antas påvirkningen på tobis å være liten. En overflateutblåsning vil ikke gi THC konsentrasjoner >100 ppb. Figur 3-5: Overlapp mellom potensielt toksiske THC-konsentrasjoner i vannsøylen og kjente tobisområder gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen Krafla. Resultater for vårsesongen (venstre) og vintersesongen (høyre). 3.6.3 Resultat miljørisiko nedre reservoarseksjon En oppsummering av beregnet miljørisiko for nedre reservoarseksjon (8 ½ med Huldra kondensat) er gjengitt i Figur 3-6 og Tabell 3-12. 19

Figur 3-6: Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for letebrønnen Krafla Main Statfjord relatert en utblåsning fra 8 ½ seksjonen (Huldra kondensat). Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Tabell 3-12: Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønnen Krafla relatert en utblåsning fra 8 ½ seksjonen (Huldra kondensat). For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. 20

3.7 Konklusjon - miljørisiko En utblåsning fra 12 ¼ seksjonen er dimensjonerende for miljørisiko for letebrønnen 30/11-11 Krafla Main Statfjord. Det er beregnet høyest miljørisiko for lomvi i VØK-kategori kystnær sjøfugl med 91,7 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljøskade i sommersesongen (juni-august). I planlagt boreperioden (vinter) er det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl betraktelig lavere; 14,0 %, 2,8 % og 0,4 % av akseptkriteriet for henholdsvis Moderat, Betydelig og Alvorlig miljøskade, alle for havelle i vintersesongen. Figur 3-7 viser sesongvis høyest miljørisiko for hver av VØK-kategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art. Miljørisikoen er presentert som prosentandel av Statoil operasjonsspesifikke akseptkriterier for letebrønnen Krafla Main Statfjord Design 2 (12 ¼ ). Figur 3-7: Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for letebrønnen Krafla Main Statfjord. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. 21

Tabell 3-13: Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønnen Krafla for relatert en utblåsning fra 12 ¼ seksjonen (Oseberg Øst olje). For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det er viktig å merke seg at pelagisk og kystnær sjøfugl i utgangspunktet kan tilhøre samme bestand, men at analysene er basert på to ulike datasett etter sjøfuglenes tilholdssted i ulike perioder av året. I vår-/ sommersesongen vil hekkebestandene av de pelagiske artene trekke inn mot kysten (hekkekoloniene), og inngår i denne perioden i datasettet for kystnær sjøfugl. Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen Krafla Main Statfjord ligger for alle VØK-kategoriene innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i de ulike sesongene for både begge reservoarseksjoner. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med den planlagte boringen av brønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier. 22

4 Beredskapsanalyse 4.1 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 [5]. 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. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimal strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område. I tillegg til disse ytelseskravene stilles det spesifikke krav til beredskapspersonellets kompetanse. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6, 7], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning [8] og NOFO [9]. Som grunnlag for analyse av kapasitet kan følgende systemer inngå i analysen og benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Ressurser fra OSRL påføring av dispergeringsmiddel fra fly, samt lenser til bruk i kystsone. 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Statoil har valgt å gjøre beregninger for tre årstider, vinter, vår og sommer. 23

Utregningen gjennomført for Krafla Main Statfjord ser på systembehov for ulike konfigurasjoner av barriere 1. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengde ved disse betingelsene for de ulike årstidene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av antall systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet, også dette med bruk av ulike konfigurasjoner i barrieren. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer dermed 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. 4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5 Beredskapsbehovet i barriere 3, 4 og 5 er basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for den spesifikke aktiviteten. Statoil legger til grunn et prinsipp, for å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen, om at barriere 3 og 4 dimensjoneres slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapen skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. 4.5 Analysegrunnlag 4.5.1 Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord. Beredskapsdimensjoneringen differensiert for utblåsning i de to reservoarseksjonene grunnet ulik oljetyper og utblåsningsrater. Beredskapsbehovet for langvarig utblåsning i øvre reservoarseksjon (12 ¼ ) med olje type Oseberg Øst er dimensjonerende. Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 7500 m 3 /døgn Utblåsning 450 m3/døgn Middels utslipp - 2000 m 3 punktutslipp Mindre utslipp - 100 m 3 punktutslipp Langvarig utblåsning fra reservoar Langvarig utblåsning fra reservoar Eksempelvis lekkasje fra brønn Eksempelvis lekkasje fra brønn Dimensjonerende utblåsningsrate for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord, øvre reservoarseksjon 12 1/4 Oseberg Øst olje Utblåsningsrate for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord, nedre reservoarseksjon 8 1/2 Huldra kondensat Volum bestemt ut fra faglig vurdering, Oseberg Øst olje Volum bestemt ut fra faglig vurdering Oseberg Øst olje 4.5.2 Oljens egenskaper Forventet oljetype har egenskaper lik Oseberg Øst olje for øvre reservoarseksjon og Huldra kondensat for nedre reservoarseksjon. Disse er kort presentert i det følgende. Huldra kondensat er et typisk parafinsk kondensat med relativ høy andel flyktige komponenter. Voksinnholdet er relativt høyt. Fordampningen er relativt høy, med et predikert fordampningstap på 40-50% 24

etter ett døgn på sjøen. Huldra har et relativt stort tidsvindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler etter at kondensatet har tatt opp noe vann og dannet emulsjon. Huldra når en viskositet på 1000 cp først etter noen dager på sjøen, og mekanisk oppsamling vil dermed d ha begrenset effekt de første dagene etter kondensatet er kommet på sjø. Oseberg Øst olje har godt potensiale for kjemisk dispergering, særlig om sommeren. Emulsjonen er dispergerbar i opptil 1-2 dager ved 10 m/s og 5 C og i over 5 dager ved 10 m/s og 13 C. Oseberg Øst har forvitringsegenskaper som tilsier at det tar mellom 1 og 7 timer før viskositeten av emulsjonen er høy nok for effektiv mekanisk oppsamling (avhengig av vind, bølger og temperatur). Øvre grense av viskositet for effektiv mekanisk oppsamling er 9 timer under vinterforhold og 15 m/s vind. Om sommeren er denne grensen først nådd etter 4 dager [4]. 4.5.3 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 beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn. Funksjonene som er områdespesifikke er kalibrert mot 30/11-10 & 30/11-10A Krafla og omtalt i det følgende. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [9]. 4.5.3.1 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 4-1. For letebrønn 30/11-10 & 30/11-10A Krafla (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-1: Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 30/11-10 & 30/11-10A Krafla North og Main er lokaliserttabell 4-1. 25

Figur 4-1: Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 4-1: Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 30/11-10 & 30/11-10A Krafla North og Main er lokalisert Vinter Sommer Operasjonslys 38 % 80 % 4.5.3.2 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 4-2. Stasjon 5 er valgt for å representere bølgeforholdene ved Krafla North og Main. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-2. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-3. 26

Figur 4-2: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-2: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 30/11-10 & 30/11-10A Krafla (antatt stasjon 5) Vinter Sommer NOFO-system 48 % 78 % Kystvakt-system 34 % 69 % Tabell 4-3 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 30/11-10 & 30/11-10A Krafla (antatt stasjon 5) Vinter Sommer NOFO-system (Hs < 4 m) 51 % 79 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 51 % 79 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 99 % 100 % 4.5.3.3 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 4-1. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative i forhold til å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. 27

Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten. Tabell 4-4 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Sommer Kyst-system 39 % 65 % Fjord-system 66 % 72 % Tabell 4-5 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3 Vinter Sommer Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 93 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 99 % 4.5.4 Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr per august 2014 [10]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. 28

Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per august 2014 [10] Tabell 4-6 Avstander fra 30/11-11 Krafla Main Statfjord til aktuelle oljevernressurser Navn Type Avstand (nm) Egersund Redningsskøyte 163 Haugesund Redningsskøyte 97 Kleppestø Redningsskøyte 96 Måløy Redningsskøyte 132 Kristiansund Redningsskøyte 239 Rørvik Redningsskøyte 376 Stavanger NOFO Base 122 Mongstad NOFO Base 88 Kristiansund NOFO Base 245 Sandnessjøen NOFO Base 449 Hammerfest NOFO Base 839 Skandi Hugen - Ekofisk NOFO Vessel 231 Stril Mariner - Ula Gyda Tamber NOFO Vessel 191 Esvagt Bergen - Sleipner NOFO Vessel 112 Stril Power - Balder NOFO Vessel 55 Esvagt Stavanger - Oseberg NOFO Vessel 24 Havila Troll - Troll NOFO Vessel 48 Ocean Alden - Gjøa NOFO Vessel 78 Stril Poseidon - Haltenbanken NOFO Vessel 323 Esvagt Aurora - Goliat NOFO Vessel 832 29

Tabell 4-7 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [10] Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen 14 knop 10 timer 30 timer 48 timer Tampen: 1 time Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer Sleipner/Volve: 1 time Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Goliat: 4 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer for avstander <120 nm fra utvalgte stasjoner og polarbase, 36 timer for avstander >120nm Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time 4.5.5 Influensområde og stranding Resultatene fra oljedriftssimuleringene 30/11-11 Krafla Main Statfjord, (basert på Oseberg Øst olje) viser at det er mulighet for stranding ved en utblåsning. Korteste drivtid til land (95 persentil) er 9 døgn om vinteren og 12 døgn om sommeren. Korteste drivtid til et prioritert område (95 persentil) er 12 døgn (Atløy Værlandet). Strandingsstatistikk er gjengitt i Tabell 3-6 og Tabell 3-7. 4.6 Resultat beredskapsbehov og responstider 4.6.1.1 Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For Krafla Main Statfjord er systembehovet beregnet for mindre punktutslipp (Tabell 4-8), medium punktutslipp (Tabell 4-9), langvarig utblåsning fra nedre reservoarseksjon (Tabell 4-10) og langvarig utblåsning fra øvre reservoarseksjon (Tabell 4-11). Sistnevnte er dimensjonerende hendelse med bakgrunn i oljetype og utblåsningsrater. 30

Tabell 4-8 Beregnet systembehov for et mindre utslipp punktutslipp på 100 Sm 3 (Oseberg Øst olje) Parameter Sommer 15 C, 5 m/s vind Vinter 5 C, 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm 3 ) 100 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 22 20 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 76 80 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 11 12 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 85 91 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 4700 863 Behov for NOFO-systemer 1 1 Tabell 4-9 Beregnet systembehov for et medium utslipp punktutslipp på 2000 Sm 3 (Oseberg Øst olje) Parameter Oseberg Øst olje Sommer 15 C, 5 m/s vind Vinter 5 C, 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3) 2000 2000 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 22 20 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1 520 1 600 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 11 12 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 1708 1818 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 4700 863 Behov for NOFO-systemer 2* 2* * For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen så legges det noe konservativt inn behov for 2 NOFO-systemer 31

Tabell 4-10 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning 7500 Sm 3 / døgn (øvre reservoarseksjon 12 ¼, vektet rate, Oseberg Øst olje) Parameter Vinter 5 C, 10 m/s Sommer 15 C, 5 m/s Utstrømningsrate (Sm3/d) 7500 7500 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 22 20 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 5700 6000 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 11 12 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 6404 6818 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 4700 863 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 3 3 Systemeffektivitet i barriere 1 (%) 38 72 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 3987 1903 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 3548 1675 Fordampning % (etter 12 timer på sjø) 28 28 Nedblanding % (etter 12 timer på sjø) 12 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 2981 1524 Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) 48 51 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 5732 3110 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 13700 3220 Behov for NOFO-systemer i barriere 2 3 2 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 6 5 Tabell 4-11 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved langvarig utblåsning 450 Sm 3 / døgn (nedre reservoarseksjon 8 ½, vektet rate, Huldra kondensat) Parameter Vinter 5 C, 10 m/s Sommer 15 C, 5 m/s Utstrømningsrate (Sm3/d) 450 450 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 38 36 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 17 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 203 284 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 40 39 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 338 465 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 333 139 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 1 1 Systemeffektivitet i barriere 1 (%) 37 72 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 212 130 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 127 80 Fordampning % (etter 12 timer på sjø) 44 49 Nedblanding % (etter 12 timer på sjø) 54 10 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 72 62 Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) 40 40 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 121 103 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 696 447 Behov for NOFO-systemer i barriere 2 1 1 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 2 2 32

For Krafla Main Statfjord er det behov for 6 NOFO-system i barriere 1 og 2 for å kunne håndtere dimensjonerende scenario i vintersesongen, tilsvarende er behovet 5 NOFO-system i sommersesong. Nærmere detaljering av fartøyer og systemer vil beskrives i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i 4-12. Krav til responstid for første system er 5 timer og fullt utbygd barriere innen 24 timer. Tabell 4-12: Eksempel på benyttelse av systemer som kan benyttes i beredskapssammenheng for Krafla Main Nord. System Fartøy Avstand (nm) Responstid (inkludert utsetting av lenser) 1 Esvagt Stavanger 24 5 2 Havila Troll 48 8 3 Stril Herkules 60 8 4 Stril Power 55 11 5 Ocean Alden 78 11 6 Mongstad 88 24 Både Oseberg Øst og Huldra kondensat har godt potensiale for kjemisk dispergering og denne tiltaksmetoden bør vurderes ved en eventuell hendelse. 4.6.1.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone Gitt en utblåsning i øvre reservoarseksjon, er 95-persentil av størst strandet mengde beregnet til 11335 tonn om vinteren og 12233 tonn om sommeren, basert på oljedriftsimuleringene. Det antas at 95- persentilen av størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betrakting, gir dette en tilførselsrate inn til barriere 3 på 5725 tonn/døgn for vinterhalvåret og 2184 tonn/d for sommerhalvåret. Kystnær beredskap er dimensjonert ut fra antall prioriterte områder med drivtid mindre enn 20 døgn. Beregnet ressursbehov er gitt i Tabell 4-11. Tabell 4-11 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning Krafla Main Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 15 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 11335 12233 Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 38 72 Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 7056 3414 Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 19 36 Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 5725 2184 Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 573 219 Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 4 2 Samlet barriereeffektivitet i barriere 3 (%) 22 56 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm3/d) 448 96 Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 6 2 Antall utvalgte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn) 6 4 Behov for kystsystemer i barriere 3 (basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 6 4 Behov for fjordsystemer i barriere 4 (basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 6 4 33

Det settes krav til 6 kystsystemer (type A eller B) og 6 fjordsystemer (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn Krafla Main Statfjord i vintersesongen. Responstiden er satt til 12 døgn vinter, basert på 95 persentilen av korteste drivtid til prioriterte områder. Ytterligere ressurser og utstyr vil mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. For hvert prioritert område finnes strategiplaner og detaljerte kart. Strategiplanene inneholder en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet skal foreligge som storformat PDF-dokument (A1-format), tilgjengelig for utskrift ved behov. Følgende kart foreligger for de prioriterte områdene: - Basiskart - Verneområder - Operasjonsdyp og tørrfallsområder - Strandtyper - Adkomst og infrastruktur 4.6.1.3 Barriere 5 strandsanering Basert på beregninger gjort 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 beregnet for at strandsanering 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. Beregning av ressursbehov i barriere 5 er vist i Tabell 4-12. Responstiden til strandrenselagene skal være lik korteste forventet drivtid. Korteste drivtid er 12 døgn (Atløy - Værlandet). Til sammen er det beregnet et behov for 13 strandrenselag til strandsanering. Tabell 4-12 Beregnet behov for antall strandrenselag ved dimensjonerende hendelse under vinterforhold Prioritert område Korteste drivtid (døgn) 95 persentil Maksimalt strandet emulsjonsmengde (tonn) 95 persentil Antall strandrenselag (a 10 personer) Atløy - Værlandet 12 776 3 Onøy (Øygarden) 17,9 305 1 Runde 13,7 779 3 Sandøy 16,9 378 2 Sverslingsosen Skorpa 13,1 600 2 Ytre Sula 12,2 468 2 4.7 Oppsummering av krav til beredskap Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 30/11-11 Krafla Main Statfjord er oppsummert i Tabell 4-13. Det er satt krav til 6 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 (vinter), med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til 6 kystsystem og 6 fjordsystem med responstid 12 døgn (vinter). For barriere 5 stilles det krav til 13 strandrenselag, fordelt på 6 prioriterte områder. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer. 34

Tabell 4-13 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 6 NOFO-systemer vinter og 5 NOFO systemer sommer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Vintersesongen: 6 kystsystem og 6 fjordsystem, responstid på 12 døgn Systemer og responstid Sommersesongen: 4 kystsystem og 4 fjordsystem, responstid 16 døgn Barriere 5 Strandsanering 13 strandrenselag (fordelt på 6 prioriterte områder) Antall strandrenselag og responstid Korteste drivtid til prioritert område gir responstid på 12 døgn - Oljedetekterende radar og IR-kamera om bord på beredskapsfartøy som er lokalisert ved Fjernmåling og riggen for å sikre raskest mulig deteksjon av akutt oljeforurensning miljøundersøkelser - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 35

5 Referanser [1] DNV GL (2014) Miljørisikonalyse (MRA) for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord [2] OLF (2007) "Veileder for miljørettet risikoanalyse" [3] SINTEF (1998) Forvintringsegenskaper for Huldra kondensat, STF66F98085 [4]SINTEF (2013) Oseberg øst crude oil properties and behavior at sea, SINTEFA24708 [5] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning [6] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [7] Statoil (2012) Analysemetode og beregningsmetodikk, beredskap mot akutt oljeforurensning [8] OLF (2007) "Veileder for miljørettet beredskapsanalyse" [9] NOFO www.nofo.no 36

Vedlegg A: Technical note Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration wells Krafla Main Statfjord (30/11-11). Alexander Solberg, TPD TEX SSC ST Fornebu, 6 th August 2014 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Krafla Main Statfjord (30/11-11)). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be 1.1 10-3. The oil blowout rates range between 100 and 9600 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 4 % probability. 6 Introduction Statoil is planning to start drilling Krafla Main Statfjord) exploration well in the North Sea Q3 2014. The well will be drilled by a 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 /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Input from the project /4/ Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project. 7 Well specific information Water depth at well location is 109 meters MSL. The distance RKB-MSL is 23.5 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in the Upper Tarbert, Middle Tarbert and Etive sst formations in the 12 ¼ section and Nansen/ Erikson sst formations in the 8 ½ section. According to the well design the 12 ¼ section will be drilled to 4050 meters MD TVD RKB. Top Upper Tarbert is expected at 3276 meters TVD RKB. A 9 5/8 liner will set with TOL at 2750 meters TVD RKB. The 8 ½ section will be drilled through Nansen/ Erikson with an expected top of 4171 meters TVD RKB. Total depth will be at about 4551 meters MD RKB 37

Well: NO30/11-11 WELLSCHEMATIC Lastupdated11/07/2014 Field: KraflaMain Statfjord All depths refer to RKB. Rig: TransoceanLeader RKB-MSL:23.5m HOLE CASING LOT / FIT TOC/TOL CSGSHOE MaxPp Min Fg FLUID SIZE TVD SIZE TYPE/ RADMARKERS CENTRALISERS TVD MD TVD MD MD [SG] RKB [SG] [SG] [SG] Seabed 130 130 130 130 130 Seabed Seabed 36" 190 30" Interval:130m-190m Seawater 60 190 Type:457lbs/ft,X-56,RL-4HCDS 1.03 Drift:26.813" 190 190 820 Interval:130m-810m Seabed Seabed Seawater 26" 820 20" Type:133lbs/ft,N-80,TenarisER 1.03 630 Drift:18.543" 810 810 Interval:130m-2800m FIT 17 1/2" 2810 14" Type:114lbs/ft,SMS125S,VamTOPKB 2400 2400 XP-07 1990 2810 Drift:12.25" 2750 2750 OBM 1.45 FIT 2800 2800 121/4" 4051 9 5/8" Interval:2750m-4050m 1241 4051 Type:53.5lbs/ft,P-110,VamTOP XP-07 Drift:8.5" 3500 3500 OBM 1.73 4050 4050 FIT XP-07 8 1/2" 4551 Reservoir OBM 500 4551 1.90 Figure 1: Well Schematic for well 30/11-11, Krafla Main Statfjord Expected reservoir data and fluid properties are found in 38

Table 2 to Table 3 below. 39

Reservoir Data Table 2: Reservoir data for well 30/11-11, ref /4/ Upper Tarbert 1 12 ¼ 8 ½ Upper Nansen/ Tarbert 2 Etive Eirikson Unit m TVD MSL 3252.5 3293.5 3647.5 4147 Top reservoir Total formation thickness m TVT 41 43 35 214 Formation radius m 600 Net formation thickness m TVT 36.9 11 22.8 66.1 Net/Gross v/v 90 43 65 38.9 Porosity v/v 15 18 15 12.8 Permeability md 67 144 20 5.7 Kv/kh ratio 0.55 0.55 0.6 0.86 Temperature (top res) C 124.5 126 132 152 Reservoir radius m 600 600 600 600 Reservoir length along well m 1500 1500 1500 6000 Reservoir width across well m 1150 1150 1150 1200 X-position of well within reservoir m 150 150 150 3000 Y-position of well within reservoir m 400 400 400 600 Discovery probability % 100 100 35 46 40

Table 3: Fluid properties for the expected fluid from well 30/11-11, ref /4/. 12 ¼ 8 ½» Upper Upper Fluid data Unit Tarbert 1 Tarbert 2 Etive Nansen/Eirikson Reference field/well for fluid properties 30/5-3 Gas/oil/water contact(s) 30/11-11 m TVD MSL 3683.5 4317 FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Oil (condensate) density kg/m3 841.7 841.7 841.7 785 Gas gravity sg 0.937 0.937 0.937 0.64 GOR (GCR) Sm3/Sm3 103.6 103.6 103.6 10607 FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Oil Oil Oil Condensate Reservoir fluid density g/cc 0.712 0.712 0.717 0.303 Viscosity cp 0.498 0.499 0.522 0.0397 CO2 % 1.96 1.96 1.96 3.76 N2 % 0.53 0.53 0.53 0.24 H2S % 0 0 0 0 Formation Volume Factor, B Rm3/Sm3 1.333 1.333 1.324 0.0028 41

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 /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. During drilling on Krafla Main Statfjord it is evaluated that a blowout can potentially take place in both the 12 ¼ and 8 ½ sections as both sections may contain hydrocarbons. The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. The expected fluid is oil in the 12 ¼ section and condensate in the 8 ½ section. An average blowout frequency for wildcat wells is used for the sections. Also, the Nansen and Erikson formation in the 8 ½ section is HTHP and the frequency is adjusted accordingly. A blowout frequency is applied for each section; P(blowout, 12 ¼, wildcat exploration, oil well) P(blowout, 8 ½, HTHP, wildcat exploration, gas well) = 1.76 10-4 per well = 9.13 10-4 per well The frequency relate to an average well with hydrocarbons in two sections and where one section is HTHP (shallow gas not included). The blowout frequency is considered applicable for Krafla Main Statfjord. Transocean Leader will be used for drilling the well. This is a semi-submersible drill rig that will operate on thruster assisted mooring. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 75% and 25% in order of appearance. This results in the following probabilities: 8 ½ P(blowout with seabed release) = 9.13 10-4 0,75 = 6.8 10-4 P(blowout with surface release) = 9.13 10-4 0,25 = 2.3 10-4 12 ¼ P(blowout with seabed release) = 1.76 10-4 0,75 = 1.3 10-4 P(blowout with surface release) = 1.76 10-4 0,25 = 0.4 10-4 42

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 in BlowFlow and Prosper, ref /4/. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of primary reservoir exposed 2 Drilling ahead 50% of total reservoir length exposed 3 Tripping All reservoir zones fully exposed The simulation are performed both in the 12 ¼ and 8 ½ section and the results are shown below in Table 4. Section 12 ¼ (1.76 10-4 ) 8 ½ (9.13 10-4 ) Table 4: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities. Scenarios Scenario probability Blowout rates*, (Sm3/d) Krafla Main Surface Statfjord Seabed Top penetration 20% 2400 1300 Drilling ahead 40% 9100 8500 Tripping 40% 9600 9300 Top penetration 20% 100 100 Drilling ahead 40% 600 400 Tripping 40% 700 600 Weighted rate 3500 3200 * Adjusted towards the nearest hundred. It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP 1. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. For a full description of the rate calculations see the BlowFlow and Prosper simulation files /3/. 1 For the rates in the 8 ½» section the reservoir zones from the previous section (12 ¼ ) is evaluated to be cased off behind the 9 5/8 casing and does not contribute to the scenario. 43

10 Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 5. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Time to: Table 5: Time to drill a relief well (days), ref /4/ Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions 1 1 1 - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 5 8 11 - drilling 30 37 43 - geomagnetic steering into the well* 7 12 20 - killing the well* 1 2 5 * Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation. The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 40 and 80 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 5. The expected time found is 61 days. A probability distribution is presented in Figure 2. 44

Probability 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 56 63 70 Time to Drill a Relief Well (days) Figure 2: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 6 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 6 maximum blowout duration is suggested to be 70 days. Table 6: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration (days) Surface blowout Seabed blowout Duration (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,410 0,280 28 0,007 0,017 1 0,123 0,100 35 0,004 0,009 2 0,131 0,114 42 0,002 0,006 5 0,144 0,157 49 0,001 0,004 7 0,038 0,052 56 0,009 0,018 10 0,031 0,048 63 0,040 0,080 14 0,021 0,037 70 0,022 0,044 21 0,016 0,034 *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,02) 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 3. In Figure 4 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. 45

0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 Surface Seabed 0,10 0,00 1 2 5 7 10 14 21 28 35 42 49 56 63 70 Blowout Duration (days) Figure 3: Blowout duration described by probability distributions Figure 4: Blowout duration described by cumulative distributions 46