Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N

Gradering: Åpen Status: Final Side 2 av 38

Innholdsfortegnelse 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 5 2.1 Definisjoner og forkortelser... 5 2.2 Bakgrunn... 7 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 7 3 Miljørisikoanalyse... 8 3.1 Metodikk... 8 3.2 Geografisk lokasjon... 8 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet... 9 3.4 Utblåsningsrater og varigheter... 9 3.5 Oljetype... 10 3.6 Årstid... 11 3.7 Sammenligning mot Statoils akseptkriterier... 11 3.8 Beskrivelse av miljøressurser (VØKer)... 11 3.9 Resultater av miljørisiko for letebrønn 6706/12-1 Snefrid og Aasta Hansteen feltet... 12 3.9.1 Resultater fra oljedriftmodelleringer... 12 3.9.2 Resultater fra miljørisiko for sjøfugl... 13 3.9.3 Miljørisiko for marine pattedyr... 15 3.9.4 Miljørisiko for strandhabitater... 15 3.9.5 Resultater for miljørisiko for fisk... 15 3.10 Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N... 16 4 Beredskapsanalyse... 17 4.1 Ytelseskrav... 17 4.2 Metodikk... 17 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2... 18 4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5... 18 4.5 Analysegrunnlag... 18 4.5.1 Oljens egenskaper... 18 4.5.2 Utslippsscenarier... 19 4.5.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer... 19 4.5.4 Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger... 22 4.5.5 Resultater fra oljedrifsberegninger influensområde og stranding... 24 4.6 Administrative grenser/ berørte IUA... 25 4.7 Resultat - Beredskapsbehov og responstider 7606/12-2 Snefrid N... 25 4.7.1 Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav... 25 4.7.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone samt barriere 5 strandsanering... 28 4.8 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N... 28 5 Referanser... 29 Vedlegg A... 30 Technical note Blow out scenario analysis:... 30 Gradering: Åpen Status: Final Side 3 av 38

1 Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 6706/12-2 Snefrid N. Brønnen er lokalisert i Norskehavet. Avstanden til nærmeste land, Røst i Nordland, er om lag 222 km. Boringen er planlagt med oppstart Q4 2014. 6706/12-2 Snefrid N er forventet å inneholde gass og ikke olje, men da man ikke kan utelukke at det kan forekomme noe olje har Statoil vurdert at Kristin kondensatet er mest representativ oljetype for denne brønnen. Denne miljørisikoanalysen er utført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6706/12-1 Snefrid fra 2008[1]. Siden denne referanseanalysen er fra 2008 og utført med OILTRAJ modell for oljedriftsmodellering, samt grunnet oppdatering av naturressursdata vil funnene i referanseanalysen verifiseres med en sjekk mot miljørisikoanalysen for Aasta Hansteen fra 2013[2]. Miljørisikoen i referanseanalysen for letebrønn 6706/12-1 Snefrid er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer, og risikoen er også under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. Høyest miljørisiko er beregnet for lunde i både vår-, høst- og vintersesongen. Høyest miljørisiko gjennom året er om våren, med utslag på 10,1 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for moderat miljøskade. Maksimalt utslag for betydelig og alvorlig miljøskade er hhv. 0,7 % (lomvi om sommeren) og 0,004 % (gråmåke om sommeren). Miljørisikoen for letebrønn 6706/12-2 er forventet å være lavere enn referanseanalysen grunnet betydelige lavere rater og lettere nedbrybar oljetype. Se Tabell 1-1. Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen 6706/12-2 Snefrid N er derfor vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Statoils beregnede beredskapsbehov mot akutt forurensning i forbindelse med utslipp fra letebrønn 6706/12-2 Snefrid N er 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 innen 28 timer. Med dagens plassering av barriere 1 og 2 oljevernressurser vil første system være på plass etter 11timer, og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 28 timer. Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 3, 4 og 5 da det ikke forventes stranding av olje. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAene. Gradering: Åpen Status: Final Side 4 av 38

Tabell 1-1: Sammenligning av parametre for 6706/12-2Snefrid N og referanseanalyse 6706/12-1 Snefrid 6706/12-2 Snefrid N Referanseanalyse 6706/12-1 Snefrid N Kriteriet Sammenligning Geografisk lokasjon 67 05'08"N, 006 52'0"E 67º 02'56" N, 006º 52' 37" Ø < 50 km fra sammenlignet felt/operasjon OK, 4km Oljetype Kristin kondensat* Norne olje Tilsvarende eller kortere levetid på sjø OK Norneolje har betydelig lengre levetid på sjø Sannsynlighet for utslipp 1,5 x10-4 2,9 x10-4 Tilsvarende eller lavere OK Vektet rate (Sm3/d) 105 Sm 3 /d totalt vektet rate 10140 Sm 3 /d overflate 6580 Sm 3 /d sjøbunn Tilsvarende eller lavere OK 123 Sm 3 /d overflate 103 Sm 3 /d sjøbunn Potensiell maksimal varighet av utblåsningen 70 dager 95 dager Tilsvarende eller lavere OK Sannsynlighetsfordeling overflate/sjøbunn 10/90 2,5/97,5 Sannsynlighet for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere OK-Vurdert som tilsvarende. Basert på dagens informasjon ville fordelingen i ref. Analyse vært 25/75. Spesielt sårbar årstid/ analyseperiode Boring vinterstid Helårlig analyse Referanse-analysen må dekke aktuell boreperiode OK *kun gass er forventet på 6706/12-2 Snefrid N, men da man ikke kan utelukke forekomst av noe olje benyttes Kristin kondensat som referanseolje. 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. 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). Gradering: Åpen Status: Final Side 5 av 38

DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket 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. 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. Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. 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. VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. Gradering: Åpen Status: Final Side 6 av 38

2.2 Bakgrunn Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 6706/12-2 Snefrid N er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 6706/12-1 Snefrid fra 2008 [1]. I analysen av Snefrid fra 2008 er oljedriftsmodellen OILTRAJ benyttet. De siste årene har OS3D modellen til SINTEF blitt benyttet til oljedriftsmodellering for miljørisikoanalyser i Statoil, og dette antas å være en forbedring av metodikken. For å underbygge bruken av analysen fra 2008 som referanse ble det som en ekstra verifikasjon av resultatene sett på MRA for utbygging og drift av Aasta Hansteen feltet, da dette feltet ligger i samme område og tar i bruk OSCAR for oljedriftsmodellering, og har oppdaterte naturressursdata [2]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier (Tabell 2-1). Beredskapsanalysen for 6706/12-2 Snefrid N er brønnspesifikk. 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 Letebrønnen 6706/12-2 Snefrid N skal bores i Norskehavet (Figur 2-1). Vanndybden på borelokasjon er 1312 m og korteste avstand til land, som er Røst i Nordland, er om lag 222 km. Boringen har planlagt oppstart vinter 2015. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbar riggen Transocean Spitsbergen. Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N Gradering: Åpen Status: Final Side 7 av 38

I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 6706/12-2 Snefrid N benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 2-1). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Tabell 2-1 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk risiko per år: Installasjonsspesifikk risiko per år: Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 2 x 10-2 < 1 x 10-2 < 1 x 10-3 Moderat < 5 x 10-3 < 2,5 x 10-3 < 2,5 x 10-4 Betydelig < 2 x 10-3 < 1 x 10-3 < 1 x 10-4 Alvorlig < 5 x 10-4 < 2,5 x 10-4 < 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 (VØK er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [3]. Miljørisikoanalysen for 6706/12-2 Snefrid N er gjennomført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6706/12-1 Snefrid fra 2008, hvor følgende parametre er gjennomgått: Geografisk lokasjon Definerte fare- og ulykkeshendelser Type operasjon og utslippssannsynlighet Utslippsrater og -varigheter Oljetype Årstid Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter) En detaljert gjennomgang av parametrene er gjort i kapittel 3.2 til 3.7. 3.2 Geografisk lokasjon Letebrønnen 6706/12-2 Snefrid N har lokasjon 67 05'08"N 006 52'00"Ø og ligger 4 km fra referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid (67º 02'56" N, 006º 52' 37" Ø). Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for 6706/12-1 Snefrid som referanse. Gradering: Åpen Status: Final Side 8 av 38

3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet Det skal benyttes en halvt nedsenkbar rigg (Transocean Spitsbergen) for boringen av letebrønnen. Basert på informasjon fra Lloyds Register Consulting (tidligere Scandpower), og en samlet vurdering av scenarioer og type rigg, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på havbunn og overflate under boring satt til 90 % / 10 %. Utblåsningsfrekvensene som er benyttet for å beregne utblåsningssannsynlighet er fra Lloyds Register Consulting. Forventet fluid er gass, men da man ikke kan utelukke forekomst av noe olje benyttes Kristin kondensat som referanseolje. For 6706/12-2 Snefrid N baseres sannsynligheten på en utblåsningsfreksens lik en undersøkelsesbrønn (wild cat). 6706/12-2 Snefrid N: P(blowout, wildcat) = 1.5 x10-4 I referanseanalysen 6706/12-1 Snefrid var følgende utblåsningssannsynlighet benyttet : 6706/12-1 Snefrid: P(blowout, leteboring, gjennomsnittsbrønn) = 2,9 10-4 Utblåsningssannsynligheten for 6706/12-2 Snefrid N er altså lavere enn for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid. Se Vedlegg A for flere detaljer. 3.4 Utblåsningsrater og varigheter Ratefordelingen for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N og referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid er presentert i Tabell 3-1 og Tabell 3-2. For 6706/12-2 Snefrid N er utblåsningsratene vesentlig lavere enn for referansebrønnen. For 6706/12-2 Snefrid N er utblåsningsratene mellom 22 og 159 Sm3/d, mens for 6706/12-2 Snefrid var utblåsningratene mellom 4900 og 11500 Sm 3 /d. Tabell 3-1 Simulerte utblåsningsrater og sannsynligheter for 6706/12-2 Snefrid N Section 8 ½ Scenarios Scenario Blowout rates, Blowout rates, probability Surface (Sm3/d) Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% 22 18 Drilling ahead 40% 137 115 Tripping 40% 159 133 Weighted rate: 123 103 Tabell 3-2 Simulerte utblåsningsrater og sannsynligheter for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid Sannsynlighet Utblåsningsrate (Sm 3 /d) Havbunn Overflate 20% 4900 8100 40% 6300 9800 40% 7700 11500 Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha Monte-Carlo-simuleringer. Gradering: Åpen Status: Final Side 9 av 38

For 6706/12-2 Snefrid N er potensiell utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn, mens for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid er utblåsningsvarighetenberegnet til 95 døgn. Det, samt at ratene for 6706/12-2 Snefrid N er betydelig lavere, i forhold til 6706/12-1 Snefrid, gjør at vi kan konkludere med at utblåsningsrater og -varigheter for 6706/12-1 Snefrid er gyldige også for 6706/12-2 Snefrid N. Se Vedlegg A for flere detaljer for 6706/12-2 Snefrid N. 3.5 Oljetype Det er forventet å finne gass på 6706/12-2 Snefrid N, men da man ikke kan utelukke forekomst av noe olje benyttes Kristin kondensat som referanseolje. Oljedriftsmodelleringen for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid er utført med Norne olje. Kristin kondensat er et parafinsk kondensat og har en tetthet på 0,798 g/ml. Det inneholder 7,3 vekt % voks og 0,6 vekt % asfaltener. Tabell 3-3 viser forvitringsegenskapene til Kristin kondensat og Norneolje. Norneoljen har en tetthet på 0,863g/ml og er en betydelig tyngre oljetype enn Kristin kondensatet med tilsvarende lenger levetid på sjø. Forvitringsegenskapene til Kristin kondensatet er hentet fra forvitringsstudiet for Kristin kondensat[4]. Forvitringsegenskapene til Norneoljen er hentet fra forvitringsstudiet for Norne olje [5] Tabell 3-3 Forvitringsegenskaper til Kristin kondensat og Norneolje ved 2 og 12 timer for sommer og vinter Parameter Kristin kondensat Norne olje Kristin kondensat Norne olje Vinter (5 ºC, 10m/s) Vinter (5 ºC, 10m/s) Sommer (15 ºC, 5 m/s) Sommer (15 ºC, 5 m/s) Vanninnhold (%) 2 timer 24 4 23 33 12 timer 25 18 25 50 Fordampning (%) 2 timer 46 13 45 12 12 timer 60 18 60 18 Nedblanding (%) 2 timer 28 1 3 0 12 timer 53 9 32 1 Viskositet av emulsjon (cp) 2 timer 41 15000 40 1300 12 timer 90 10000 60 1600 Emulsjon på overflaten % av utslipp 2 timer 81 89 72 131 12 timer 46 89 100 162 Gradering: Åpen Status: Final Side 10 av 38

3.6 Årstid Miljørisikoanalysen for referanseanalysen 6706/12-1 Snefrid ble gjort som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønnen 6706/12-2 Snefrid N. 3.7 Sammenligning mot Statoils akseptkriterier Miljørisiko ifm akutte utslipp av olje er en funksjon av sannsynlighet for og konsekvens av en utslippshendelse. For boring av letebrønn 6706/12-2 Snefrid N skal miljørisikoen måles mot operasjonsspesifikkespesifikke akseptkriterier. Referanseanalysen av 6706/12-1 Snefrid er også basert på operasjonsspesifikke akseptkriterier, og den vil derfor kunne sammenliknes direkte med 6706/12-2 Snefrid N. 3.8 Beskrivelse av miljøressurser (VØKer) Referanseanalysen for 6706/12-1 Snefrid ble gjennomført i april 2008, og nyeste data for naturressurser ble da benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for følgende naturressurser: sjøfugl på åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat. Grunnet oppdatering av miljøressursdata er disse også sjekket mot analysen av Aasta Hansteen feltet utført i 2013. Det er vanskelig å prediktere hva en oppdatering i bestandsdata hadde resultert i i forhold til bestandstap og miljørisiko for 6706/12-2 Snefrid N. Siden miljørisikoresultatene for referanseanalysen tilsier en lav miljørisiko (maksimalt 10,1% av Statoils akseptkriterier for moderat miljøskade), og referanseanalysen er konservativ (både i bruk av oljetype, men også vesentlig høyere rater og varighet for utblåsning) for bruk for 6706/12-2 Snefrid N, har Statoil vurdert at mulig endring i miljørisiko grunnet oppdatert bestandsdata er neglisjerbar. Miljørisikoen forbundet med 6706/12-2 Snefrid N vil ikke overstige resultatene fra referansanalysen for 6706/12-1 Snefrid. Miljørisikoen som presenteres under er resultatene for 6706/12-1 Snefrid. Gradering: Åpen Status: Final Side 11 av 38

3.9 Resultater av miljørisiko for letebrønn 6706/12-1 Snefrid og Aasta Hansteen feltet 3.9.1 Resultater fra oljedriftmodelleringer For modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger; vår (marsmai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % sannsynlighet for treff av olje i 10 x 10 km ruter) gitt utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn på referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid i de ulike sesongene, er presentert i figur 3-2. Figur 3-1 Gjennomsnittlige oljemengder på sjøoverflaten (tidsmidlet oljemengde i sjøruter og akkumulert oljemengde i landruter) ved hhv. en overflate- og en sjøbunnsutblåsning fra referanseanalysen 6706/12-1 Snefrid. Figurene er basert på vektet rate og varighet. Gradering: Åpen Status: Final Side 12 av 38

Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av olje i 10 x10 km ruter gitt et overflate- og sjøbunnsutslipp fra referanseanalysen 6706/12-1Snefrid for alle sesonger. Influensområdet er vist for vektet rate og vektet varighet. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av 900 enkeltsimuleringer av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Influensområdene er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Figurene viser sesongvariasjon i influensområdenes utstrekning. Influensområdene strekker seg lengst for overflateutblåsning i vår- og sommersesongen. Et sjøbunnsutslipp fra referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid medfører ikke stranding. Ved overflateutslipp er sannsynlighet for stranding i landruter i referanseanalysen(6706/12-1 Snefrid) mellom 0% og 11,3%. Ratene i referanseanalysen (vektet rate overflate 10140 Sm 3 /d, vektet rate sjøbunn 6580 Sm 3 /d) er svært mye høyere enn det som er beregnet for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N (vektet rate overflate 123 Sm 3 /d, vektet rate sjøbunn 103 Sm 3 /d). Oljetype i referanseanalysen (Norne olje) ansees som svært konservativ i forhold til Kristin kondensatet som antas å være representativ for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N. Det vurderes at oljedriftsmodelleringen i miljørisikoanalysen for Aasta Hansteen feltet er mer representativ for for influensområde og stranding fra letebrønn 6706/12-2 Snefrid N. Det er ingen 10 10 km landruter som har over 5 % treffsannsynlighet med mer enn 1 tonn olje gitt en utblåsning fra Aasta Hansteen i et høyaktivitetsår eller et normalt produksjonsår. Det er således heller ingen stranding på 95-persentilen for strandingsmengde gitt en utblåsning 3.9.2 Resultater fra miljørisiko for sjøfugl Resultatene av analysene med hensyn til miljørisiko er presentert for hele året (sesongvis). Oppgitte verdier gjelder måneden med høyest utslag innenfor hver sesong. Miljørisiko er vist som andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i Figur 7-7 og Figur 7-8. Høyest miljørisiko er beregnet for lunde i både vår-, høst- og vintersesongen. Gradering: Åpen Status: Final Side 13 av 38

Høyest miljørisiko gjennom året er om våren, med utslag på 10,1 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for moderat miljøskade. Maksimalt utslag for betydelig og alvorlig miljøskade er hhv. 0,7 % (lomvi om sommeren) og 0,004 % (gråmåke om sommeren). Figure 3-1 Miljørisiko ved utblåsning fra 6706/12-1 Snefrid, presentert for sjøfuglbestander (vist som %- andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier). Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i henholdsvis vår- og sommersesongen. Gradering: Åpen Status: Final Side 14 av 38

Figure 3-2 Miljørisiko ved utblåsning fra 6706/12-1 Snefrid, presentert for sjøfuglbestander (vist som %- andel av Statoils operasjonssspesifikke akseptkriterier). Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i henholdsvis høstog vintersesongen. 3.9.3 Miljørisiko for marine pattedyr Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til 6706/12-1 Snefrid dekker sentrale områder av Norskehavet, og har ikke sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor ikke identifisert marine pattedyrarter som VØK for videre miljørisikoberegning. 3.9.4 Miljørisiko for strandhabitater Miljørisikoen for strandhabitater er i referanseanalysen for 6706/12-1 Snefrid beregnet for boring i alle årets måneder. Resultater er i referanseanalysen presentert for hver sesong, hvor oppgitte verdier gjelder måneden med høyest utslag innenfor hver sesong. Resultatene viser at høyeste utslag for strandhabitater er beregnet til 0,14% av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Det henvises til referanseanalysen kapittel 7.5 for videre informasjon om miljørisiko på strandhabitater. Referanseanalysen ansees som konservativ i forhold til oljetype benyttet til oljedriftssimuleringer (Norne olje). 3.9.5 Resultater for miljørisiko for fisk Tapsandelene beregnet for torske og sildelarver I referanseanalysen er svært lave. Tatt i betraktning de lave tapsandelene som er beregnet for torsk og sild vil skade på tidlige livsstadier av fisk ikke være på et bestandsmessig nivå og miljørisikoen vil være neglisjerbar. Fisk er derfor ikke tatt med videre i miljørisikoberegningene. Gradering: Åpen Status: Final Side 15 av 38

3.10 Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N Miljørisikoen for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid ligger for alle VØK-bestander og VØK-habitat godt innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og godt under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). Det er generelt liten forskjell på miljørisikoen i de ulike sesongene. Miljørisikoen for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N er forventet å være vesentlig lavere enn referanseanalysen grunnet betydelige lavere rater og en lettere nedbrybar oljetype. Se Tabell 1-1. Det kan derfor konkluderes at miljørisikoen forbundet med boring av 6706/12-2 Snefrid N er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Gradering: Åpen Status: Final Side 16 av 38

4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på forventede dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [6]. 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 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. 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 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 grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7,8], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning (tidligere OLF) [3] og NOFO [9]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktssystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør Gradering: Åpen Status: Final Side 17 av 38

System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) 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. 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 det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil av korteste drivtid til land). 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 innen 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til kapasitet tilsvarende 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. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95- persentilen av korteste drivtid til land. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn spesifiseres ikke krav til beredskap i barriere 3, 4 og 5. 4.5 Analysegrunnlag 4.5.1 Oljens egenskaper Forventet oljetype for 6706/12-2 Snefrid N er Kristin kondensat, Tabell 3-3 gir en oversikt over Kristin kondensatets forvitringsegenskaper ved ulike temperaturer og vindstyrker. Kristin kondensat er et parafinsk kondensat med en høy andel mettede hydrokarboner. Det inneholder noe asfaltener, og har et høyt innhold av voks (7,3 vekt %). Kristin kondensat tar opp noe vann, men emulsjonene som blir dannet er meget ustabile. Kristin kondensat har godt potensiale for dispergering.[4] Gradering: Åpen Status: Final Side 18 av 38

4.5.2 Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N. Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 105 m 3 /døgn (Kristin kondensat) Middels utslipp - 2000 m 3 punktutslipp Mindre utslipp - 100 m 3 punktutslipp Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet i 70 døgn) Eksempelvis lekkasje fra brønn Eksempelvis lekkasje fra brønn Dimensjonerende (vektet) utblåsningsrate for 6706/12-2 Snefrid N 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 for 6706/12-2 Snefrid N er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [8]. 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 6706/12-2 Snefrid N (region 4) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2. Gradering: Åpen Status: Final Side 19 av 38

Figur 4-1. Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 4-2: Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 6706/12-2 Snefrid N er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 32 % 76 % 95 % 49 % 63 % 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 17 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 6706/12-2 Snefrid N. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-3. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-4. Gradering: Åpen Status: Final Side 20 av 38

Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-2 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6706/12-2 Snefrid N (antatt stasjon 17) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 41 % 62 % 76 % 55 % 58 % Kystvakt-system 27 % 50 % 68 % 42 % 47 % Tabell 4-3 Andel av tid hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6706/12-2 Snefrid N (antatt stasjon 17) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 64 % 87 % 99 % 81 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 64 % 87 % 99 % 81 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 40 % 73 % 94 % 62 % 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 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. Gradering: Åpen Status: Final Side 21 av 38

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 september 2014 [9]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. Gradering: Åpen Status: Final Side 22 av 38

Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per september 2014 [9] Tabell 4-6 Avstander fra 6706/12-2 Snefrid N til aktuelle oljevernressurser Navn Type Avstand (nm) Skandi Hugen - Ekofisk NOFO Vessel 649 Stril Mariner - Ula Gyda Tamber NOFO Vessel 612 Esvagt Bergen - Sleipner NOFO Vessel 540 Stril Power - Balder NOFO Vessel 482 Esvagt Stavanger - Oseberg NOFO Vessel 404 Stril Herkules - Tampen NOFO Vessel 378 Havila Troll Troll NOFO Vessel 386 Ocean Alden Gjøa NOFO Vessel 354 Stril Poseidon - Haltenbanken NOFO Vessel 113 Esvagt Aurora - Goliat NOFO Vessel 424 Stavanger NOFO Base 504 Mongstad NOFO Base 389 Kristiansund NOFO Base 239 Sandnessjøen NOFO Base 156 Hammerfest NOFO Base 432 Egersund Redningsskøyte 545 Haugesund Redningsskøyte 471 Kleppestø Redningsskøyte 446 Måløy Redningsskøyte 318 Kristiansund Redningsskøyte 241 Gradering: Åpen Status: Final Side 23 av 38

Rørvik Redningsskøyte 178 Ballstad (Lofoten) Redningsskøyte 167 Sørvær (Sørøya) Redningsskøyte 393 Båtsfjord Redningsskøyte 576 Vadsø Redningsskøyte 660 Tabell 4-7 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9] Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen 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 Resultater fra oljedrifsberegninger influensområde og stranding Oljedriftssimuleringene utført for Aasta Hansteen er mer relevant for 6706/12-2 Snefrid N ettersom det her er benyttet OS3D (OSCAR) modellen. Resultatene herfra viser ingen 10 10 km landruter med over 5 % treffsannsynlighet for mer enn 1 tonn kondensat gitt en utblåsning fra Aasta Hansteen. Ratene for hendelser ved boring av 6706/12-2 Snefrid N er vesentlig lavere enn ratene brukt i simuleringene for Aasta Hansteen. Det forventes ingen strandinger fra hendelser ved boring av 6706/12-2 Snefrid N. Gradering: Åpen Status: Final Side 24 av 38

4.6 Administrative grenser/ berørte IUA Figur 4-17: Beredskapsregionene sør for Lofoten [10] 4.7 Resultat - Beredskapsbehov og responstider 7606/12-2 Snefrid N 4.7.1 Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For 6706/12-2 Snefrid N er systembehov beregnet for mindre punktutslipp (Tabell 4-8), middels punktutslipp (tabell 4-10) og dimensjonerende hendelse. Det er forventet en oljetype med lignende egenskaper som Kristin kondensat. Dimensjonerende hendelse er en langvarig utblåsning, med maksimal varighet 70 døgn og vektet utblåsningsrate 105 Sm 3 /d (Tabell 4-10). Tabell 4-8 Beregnet systembehov for et mindre utslipp punktutslipp på 100 Sm 3 (6706/12-2 Snefrid N) Parameter Kristin kondensat Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Utstrømningsrate (Sm 3 ) 100 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 46 45 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 28 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 26 52 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 24 23 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 34 68 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 41* 40* Behov for NOFO-systemer 1 1 *viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap. Gradering: Åpen Status: Final Side 25 av 38

Tabell 4-9 Beregnet systembehov for et middels stort utslipp punktutslipp på 2000 Sm 3 (6706/12-2 Snefrid N) Parameter Kristin Kondensat Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Utstrømningsrate (Sm 3 ) 2000 2000 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 46 45 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 28 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 520 1040 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 24 23 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 684 1351 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 41* 40* Behov for NOFO-systemer (mekanisk oppsamling og/eller kjemisk dispergering) *viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap. 2** 2** ** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det noe konservativt inn behov for 2 NOFO-systemer Tabell 4-10 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning 105 Sm 3 (6706/12-2 Snefrid N, vektet rate) Parameter Kristin kondensat Vinter 5 C, 10 m/s Sommer 15 C, 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) 105 105 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 46 45 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 28 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 27 55 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 24 23 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) 36 71 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 41* 40* Behov for NOFO-systemer i barriere 1 1 1 Systemeffektivitet i barriere 1 (%) 31 74 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm 3 /d) 25 18 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 19 14 Fordampning % (etter 12 timer på sjø) 60 60 Nedblanding % (etter 12 timer på sjø) 53 32 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 11 8 Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) 25 25 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) 11 8 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 90* 60* Behov for NOFO-systemer i barriere 2 1 1 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 2 2 *viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap. Basert på dimensjonerende scenarie for 6706/12-2 Snefrid N er det beregnet et behov for 2 NOFO-system i barriere 1 og 2 for å kunne håndtere dimensjonerende scenario med mekanisk oppsamling. Ettersom viskositeten er lav og det vil ta noe tid før emulsjons dannes, hvis det overhodet dannes, vil mekanisk dispergering ved bruk av fartøy ved rigg eller vannkanoner (FIFI) på fartøy være en aktuell strategi for bekjempning i de første timene. Overvåkning av utslippet fra helikopter vil bli igangsatt. Nærmere detaljering av fartøyer og systemer vil beskrives i beredskapsplanen. Beregnet responstid for første system med dagens fartøy/utstyrs-plassering er 11 timer og fullt utbygd barriere (2 systemer) innen 28 timer. Gradering: Åpen Status: Final Side 26 av 38

Kristin kondensat har godt potensiale for kjemisk dispergering og denne tiltaksmetoden bør vurderes ved en eventuell hendelse. Effekten av dispergeringsmidler kan bli noe redusert ved flere dagers forvitring på sjøen, men i praksis vil bruk av dispergeringsmidler alltid ha potensiale for Kristin. Dispergeringsmidlet Dasic NS er brukt i alle dispergerbarhetstester i forvitringsstudiet for Kristin kondensatet. Gradering: Åpen Status: Final Side 27 av 38

Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm) Responstid OR-fartøy/slepefartøy Stril Poseidon Haltenbanken 133 nm 10 timer OR-fartøy Standby-fartøy på borelokasjon 11 timer redningskøyte Base Kristiansund Kristiansund 239 nm 28 timer OR-fartøy 24 timer slepebåt Responstid inkl. utsetting av lenser 11 timer 28 timer 4.7.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone samt barriere 5 strandsanering Det forventes ikke stranding fra en eventuell hendelse ved 6706/12-2 Snefrid N, og det settes derfor ikke krav til beredskap i barriere 3, 4 eller 5. 4.8 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 6706/12-2 Snefrid N er oppsummert i Tabell 4-11. For 6706/12-2 Snefrid N er det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 11 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 28 timer. Da det ikke forventes stranding stilles det ikke spesifikke krav til barriere 3-5. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA. Tabell 4-11 Oppsummering av dimensjonerende krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid Ettersom viskositeten er lav og det vil ta noe tid før emulsjons dannes, hvis det overhodet dannes, vil mekanisk dispergering ved bruk av fartøy ved rigg eller vannkanoner (FIFI) på fartøy være en aktuell strategi for bekjempning innledningsvis. Overvåkning av utslippet fra helikopter vil bli igangsatt. Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Kapasitet tilsvarende 2 NOFO-systemer Første system innen 11 timer, fullt utbygd barriere innen 28 timer Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 3 og 4 da det ikke forventes stranding Barriere 5 Strandsanering Antall strandrenselag og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 3 og 4 da det ikke forventes stranding - Akutt oljeforurensning skal oppdages innen 3 timer etter hendelsen - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Gradering: Åpen Status: Final Side 28 av 38

5 Referanser [1] DNV (2008) Miljørisikoanalyse for letebrønn 6706/12-1 Snefrid i PL218 - Rapport Nr. 2008-0541 [2] DNV (2012) Miljørisikoanalyse for utbygging og drift av Aasta Hansteen feltet i Norskehavet Rapport Nr. 2012-0695 / 14O7JZ9-2 [3] OLF (2007) Veileder for miljørettet risikoanalyse [4] Sintef (1997) Forvitringsegenskaper Lavrans og Kristin kondensat.stokastiske drivbaneberegninger ved overflate- og undervannsutslipp for Kristin kondensat. STF66 F97086 [5] Sintef (2007) Long term weathering of the Norne crude on the sea surface. STF80MK F07096 [6] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning [7] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [8] Statoil (2012) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. [9] NOFOs nettsider - www.nofo.no [10] Kystverket www.kystverket.no Gradering: Åpen Status: Final Side 29 av 38

Vedlegg A Technical note Blow out scenario analysis: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Snefrid N (6706/12-2) Alexander Solberg, TPD TEX HSEC ST Fornebu, 25 th August 2014 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Snefrid N (6706/12-2). 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 1.5 10-4. The oil blowout rates range between 18 to 159 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 1.4 % probability. Introduction Statoil is planning to start drilling the Snefrid N (6706/12-2) exploration wells during the Q4 2014 in the Norwegian Sea. The semi-submersible drilling rig, Transocean Spitsbergen, is planned used for drilling the well. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project /4/. Well specific information Water depth at well location is 1305 meters MSL. The distance RT-MSL of Transocean Spitsbergen is 40 meters. The main target of the well is to penetrate the sst formations Nise and Kvitnos with top formation at 2534 and 3320 meter TVD RKB, respectively. A 9 5/8 liner will be set at 2449 meters TVD RKB. The reservoir will be penetrated in the 8 ½ diameter section. Total depth will be at about 3600 meters TVD RKB. A well schematics overview is shown in Figure. Gradering: Åpen Status: Final Side 30 av 38

Figure 1: Well Schematic for Snefrid N (well 6706/12-2), ref. /3/. The probability of discovery is 72%. The reservoir has a GOR of 130,000 Sm 3 /Sm 3. Normal pressure is expected in the reservoir. Expected reservoir data and fluid properties are shown in Table 1 and Table 2. Gradering: Åpen Status: Final Side 31 av 38

Table 1: Expected reservoir parameters for Snefrid N, ref /3/ Table 2: Fluid properties for the expected Snefrid N reservoir, ref /3/. Gradering: Åpen Status: Final Side 32 av 38

Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Snefrid N is gas, a gas blowout frequency is used below; P(blowout exploration, wildcat, gas well) = 1,47 10-4 per well The frequency relate to an average gas exploration wildcat well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section which is the case for Snefrid N (6706/12-2). Transocean Spitsbergen will be used for drilling the wells. This is a semi submersible drill rig which will be kept in position by dynamic positioning (DP) during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 1,47 10-4 0,90 = 1.3 10-4 P(blowout with surface release) = 1,47 10-4 0,10 = 1.5 10-5 Gradering: Åpen Status: Final Side 33 av 38

Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed have been calculated by Acona, ref /3/.The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of reservoir exposed 2 Drilling ahead 50 % of reservoir exposed 3 Tripping Reservoir fully exposed The simulation results are shown below in Table 3. Table 3: Simulated blowout condensate rates (Sm 3 /d), given a 12 ¼ reservoir section 1 Section 8 ½ Scenarios Scenario Blowout rates, Blowout rates, probability Surface (Sm3/d) Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% 22 18 Drilling ahead 40% 137 115 Tripping 40% 159 133 Weighted rate: 123 103 It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. For a full description of the rate calculations see ref /3/. 1 Ordinarily the data are presented by adjusting the simulated blowout rates towards the nearest hundred. However, for Snefrid N the rates are so low it is evaluated more informative to list the actual simulated values. Gradering: Åpen Status: Final Side 34 av 38

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 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 4: Time to drill a relief well (days), ref /4/ Time to: - make decisions - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations - drilling, 12 ¼ - geomagnetic steering into the well* - killing the well* Minimum: Most likely: Maximum: 1 1 2 10 12 18 22 27 34 7 12 20 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 41 and 79 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 4. The expected time found is 58 days. A probability distribution is presented in Figure 3. Gradering: Åpen Status: Final Side 35 av 38

Probability Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6706/12-2 Snefrid N 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 3: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 5 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 5 maximum blowout duration is suggested to be 70 days. Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Duration Surface blowout Seabed blowout (days) (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,406 0,282 28 0.007 0.017 1 0,127 0,098 35 0.004 0.009 2 0.131 0.114 42 0.002 0.006 5 0.144 0.157 49 0.002 0.005 7 0.038 0.052 56 0.025 0.051 10 0.031 0.048 63 0.038 0.075 14 0.021 0.037 70* 0.007 0.014 21 0.016 0.034 probability of the preceding duration category. *Proba bilities in the tail end of the duratio n distribut ion (< 0,001) are added to the 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 4. In Figure 5 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Gradering: Åpen Status: Final Side 36 av 38

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 4: Blowout duration described by probability distributions Figure 5: Blowout duration described by cumulative distributions References /1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2012, Sintef Technology and Society, December 2012. Gradering: Åpen Status: Final Side 37 av 38