RAPPORT. Referansebasert miljørisikoanalyse og forenklet beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris. Acona AS

Referansebasert miljørisikoanalyse og forenklet beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris Acona AS

Disclaimer The data forming the basis on this report has been collected through the joint effort of Acona AS. Acona has gathered the data to the best of our knowledge, ability, and in good faith from sources to be reliable and accurate. Acona has attempted to ensure the accuracy of the data, though, Acona makes no representations or warranties as to the accuracy or completeness of the reported information. Acona assumes no liability or responsibility for any errors or omissions in the information or for any loss or damage resulting from the use of any information contained within this report. This document may set requirements supplemental to applicable laws. However, nothing herein is intended to replace, amend, supersede or otherwise depart from any applicable law relating to the subject matter of this document. In the event of any conflict or contradiction between the provision of this document and applicable law as to the implementation and governance of this document, the provision of applicable law shall prevail. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 2/38

Konkluderende sammendrag Acona AS har gjennomfør en referansebasert miljørisikoanalyse og en forenklet beredskapsanalyse for letebrønn 1/5-5 Solaris. Analysene er utført i samsvar med Styringsforskriften ( 17), Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) og Norsk olje og gass sin Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Planlagt aktivitet er leteboring med oppstart i fjerde kvartal 2014. Letebrønn 1/5-5 Solaris er en gass-/kondensatbrønn som ligger i produksjonslisens 618, i Ekofiskområdet sør i Nordsjøen. Korteste avstand til fastland (Lista-Loshavn i Vest-Agder) er 282 km. Miljørisikoanalysen viser at oljedriftssimuleringene og risikonivået i referanseanalysen, King Lear, er representative og dekkende for letebrønn 1/5-5 Solaris. Dette innebærer en relativ begrenset geografisk utstrekning av influensområder, ingen sannsynlighet for stranding og lav miljørisiko. Beregningen av miljørisiko, justert med inngangsdata for letebrønn 1/5-5 Solaris viser at en full miljørisikoanalyse ville konkludert med at risikonivået er akseptabelt sett i forhold til Total E&P Norge AS akseptkriterier for miljørisiko. Anbefalt beredskapsbehov er to NOFO-systemer i barriere 1 gjennom hele året. Da det ikke er stranding i referanseanalysen er det ikke satt ytelseskrav til beredskap i kyst- og strandsonen. Dersom oljen skulle drive mot land mobiliseres barriere 2 og 3 i samråd NOFO. Kjemisk dispergering bør vurderes som et supplement til mekanisk bekjempelse. En beredskap på to NOFO-systemer oppfyller ytelseskravene i Norsk olje og gass sin veiledning og sikrer fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen, mht. kontinuerlig overvåkning og mekanisk og/eller kjemisk bekjempelse der dette er formålstjenlig. De to NOFO-systemene vil kunne være på plass innen 13 timer. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 3/38

Revisjon og godkjenningsskjema TEKNISK RAPPORT Tittel Referansebasert miljørisikoanalyse og forenklet beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris Rapport Nr. Revisjonsdato Rev. Nr. 37363 26.06.15 02 Oppdragsgiver Kundekontakt Prosjektnummer Total E&P Norge AS Laurence Pinturier 820038 Navn Dato Signatur Utarbeidet av Anders Bjørgesæter Verifisert av Julie Damsgaard Jensen Godkjent av Julie Damsgaard Jensen 26.06.15 29.06.15 29.06.15 Rev. No. Revisjonshistorie Dato Utarbeidet av Verifisert av Godkjent av 01 Første utkast til kunde 08.06.15 AB JDJ JDJ 02 Inkorporert kommentarer fra kunde 26.06.15 AB JDJ JDJ Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 4/38

Miljørisiko - og bereds kapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris Innhold 1 Introduksjon............7 1.1 Planlagtaktivitet............7 1.2 Definerte fare- ogulykkeshendelser.........8 1.3 Operatørensakseptkriterierfor miljørisiko......9 2 Beskrivelseavnaturressurseri analyseområdet......11 3 Miljørisikoanalyse............13 3.1 Metode............13 3.2 Hovedresultaterfra referanseanalysen2/4-21 KingLear...... 13 3.3 Resultater............16 3.3.1 Geografisklokasjonog sårbarenaturressurser......18 3.3.2 Oljensspredningog drift.........18 3.3.3 Miljøskadeog miljørisiko.........20 3.4 Konklusjonmiljørisikoanalyse.........21 4 Beredskapsanalyse............22 4.1 Tilgjengeligeoljevernressurser.........22 4.1.1 Oljevernsystemerog nominellkapasitet......23 4.2 DimensjonerendeDFU.........23 4.3 Ytelseskrav............23 4.3.1 Lokaleværdata............ 24 4.4 Metode............24 4.4.1 Beregningav ressursbehov.........24 4.4.2 Dimensjonerendemulsjonsmengde...... 24 4.4.3 Forventetkapasitetog reduksjonsfaktorer......24 4.4.4 Beregningav responstid.........26 4.5 Resultaterfra beredskapsanalysen.........26 4.5.1 Bestoppnåeligereresponstider.........26 4.5.2 Lokasjonav barrierene.........26 4.5.3 Reduksjonsfaktorer.........27 4.5.4 Beredskapsbehovpå åpenthav.........27 4.5.5 Kjemiskdispergering.........28 4.6 Anbefaltoljevernberedskap.........29 Referanser............31 Levetidpå sjøenfor kondensat.........33 Responstider............37 Revisjonsnummer.: 02 Revisjonsdato: 26.06.2015 Side 5/ 38

Forkortelser DFU MDir MIRA VØK Definert fare og ulykkeshendelse Miljødirektoratet, tidligere Klif Metode for miljørettet risikoanalyse Verdsatt økosystemkomponent. En bestand og/eller et habitat som oppfyller et sett spesifikke dedefinisjoner og prioriteringskriterier Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 6/38

1 Introduksjon Denne rapporten omfatter en referansebasert miljørisikoanalyse og en forenklet beredskapsanalyse for letebrønn 1/5-5 Solaris som grunnlag for søknad om tillatelse etter forurensningsloven, og søknad om samtykke etter Styringsforskriften. Solaris er en HPHT letebrønn (høyt trykk, høy temperatur). Det forventes at et eventuelt funn av hydrokarboner vil være i form av gass/kondensat. Rapporten er utført av Acona AS etter oppdrag fra Total E&P Norge AS som er operatør for lisensen. Analysene er utført i samsvar med Styringsforskriften ( 17), metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) (OLF, 2007) og veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass, 2013). Miljørisikoanalysen er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 2/4-21 King Lear (Acona, 2011). 1.1 Planlagt aktivitet Planlagt aktivitet er leteboring med oppstart i fjerde kvartal 2015 med en varighet på 180-200 døgn. Solaris ligger i produksjonslisens 618, i Ekofiskområdet sør i Nordsjøen (Figur 1). Brønnen ligger 17 km nordvest for Albuskjell og 16 km sør for Blane. Korteste avstand fra letebrønn 1/5-5 Solaris til fastland (Lista-Loshavn i Vest-Agder) er 282 km. Vanndypet ved borelokasjonen er 70 m. Solaris er en forventet gass-/kondensatbrønn med en forventet GOR på 1400 Sm 3 /Sm 3. Brønnen skal bores med Maersk Gallant som er en oppjekkbar boreinnretning (jack-up rigg). Hovedformålet med letebrønnen er å undersøke hydrokarbonforekomst i øvre sandsteinreservoar i Ulaformasjonen. Brønnen vil bli boret som vertikal letebrønn med en 8 1/2 borekrone inn i reservoaret (Acona Flow Technology AS, 2015). Toppreservoaret i Ulaformasjonen er prognosert på 5758m TVD RKB. Estimert reservoartrykk (1284 bar) og - temperatur (202 ºC) ligger i intervallet for hva som defineres som en HPHT brønn (Scandpower, 2015). Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 7/38

Figur 1. Kart som viser beliggenheten til letebrønn 1/5-5 Solaris (rød firkant), referansebrønnen for miljørisikoanalysen (blå firkant) og omkringliggende felt. 1.2 Definerte fare- og ulykkeshendelser Den definerte fare- og ulykkeshendelsen (DFU) som legges til grunn for analysene er en utblåsning. DFU-en karakteriseres av følgende tre ulike statistikker: (1) sannsynlighet (frekvens) for DFU-en/utblåsning, (2) sannsynlighetsfordelingen mellom overflate- og sjøbubunnutblåsning og (3) sannsynlighetsfordeling av utblåsningsrater og -varigheter. Letebrønn 1/5-5 Solaris er identifisert som en gjennomsnitts HPHT-brønn som i følge SINTEF offshore database har en utblåsningssannsynlighet på 9,24E-04 (Scandpower, 2015). Fordelingen mellom overflate- og sjøbunnutblåsning er vurdert til henholdsvis 55 % og 45 % (Acona Flow Technology AS, 2015). Dette gir en sannsynlighet for overflateutblåsning på 9,24E-04 55 % = 5,08E-04, og en sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning på 9,24E- 04 45 % = 4,16E- 04. Sannsynlighetsfordelingene for utslippsdyp, utblåsningsrater, og -varigheter er gitt i Tabell 1. Utblåsningsraten varierer fra 1420 til 8430 Sm 3 /døgn, med en gjennomsnittlig vektet rate på 2521 Sm 3 /døgn for overflateutblåsning og en gjennomsnittlig vektet rate på 2525 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning. Utblåsningsvarighetene varierer fra 2 til 105 døgn, med en gjennomsnittlig vektet varighet på 14,9 og 24,8 døgn for hhv. overflate- og sjøbunnsutblåsning. For mer utfyllende informasjon om utblåsningspotensialet til brønnen henvises det til utblåsnings- og drepestudiet utført av Acona Flow Technology AS (2015). Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 8/38

Tabell 1. Sannsynlighetsfordeling av utslippsrater og -varigheter for letebrønn 1/5-5 Solaris (Acona Flow Technology AS, 2015). Utslippspunkt Utblåsningsrater Sannsynlighet for utblåsningsvarigheter (%) Dybde Sanns. (%) Rate (Sm3/døgn) Sanns. (%) 2 døgn 15 døgn 25 døgn 105 døgn Overflate 55 Sjøbunn 45 1420 6,72 1569 2,88 1597 35,28 1656 0,00 1947 15,12 2124 0,00 2328 3,64 2926 1,56 3030 19,04 3257 5,32 5514 8,16 8430 2,28 1425 6,72 1571 2,88 1600 35,28 1659 0,00 1947 15,12 2124 0,00 2344 3.64 2928 1,56 3038 19,04 3265 5,32 5512 8,16 8429 2,28 55 29 4 8 40 38 6 16 1.3 Operatørens akseptkriterier for miljørisiko Operatøren skal sette akseptkriterier for akutt forurensning fra innretningen (Styringsforskriften, 9). I henhold til Rammeforskriftens 11 "Prinsipper for risikoreduksjon" skal risiko reduseres så langt det er mulig, så sant kostnadene ikke står i et vesentlig misforhold til den risikoreduksjonen som oppnås (www.ptil.no). I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 1/5-5 Solaris benyttes Total E&P Norge AS operasjonsspesifikk akseptkriterier. Akseptkriteriene er basert på prinsippet om at varigheten av en miljøskade på den mest sårbare naturressursen skal være ubetydelig sett i forhold til forventet sannsynlighet/frekvens for at slike skader kan inntreffe. Akseptkriteriene er gitt i Tabell 2. De er uttrykt som operatørens aksepterte maksimalsannsynlighet for miljøskade i fire ulike skadeklasser, som hver representerer en miljøskade av ulik varighet. Varigheten til en skade uttrykkes som teoretisk restitusjonstid, som er et mål på hvor lang tid det tar før den berørte ressursen er tilbake på tilnærmet samme nivå som før utslippet. Restitusjonstiden må være lengre enn 1 måned for at miljøskaden skal bli ansett som målbar på bestandsnivå. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 9/38

Akseptkriteriene benyttes for å avgjøre om miljørisikoen er akseptabel eller ikke. Dersom sannsynligheten for en gitt skade er lavere enn den aksepterte sannsynligheten for denne skaden anses risikoen som akseptabel. Rammeforskriftens 11 pålegger i tillegg operatører å vurdere miljørisikoen i forhold til ALARP-prinsippet. Tabell 2. Total E&P Norge AS operasjonsspesifikke akseptkriterier. Skadeklasse Varighet av skaden (restitusjonstid) Maksimalsannsynlighet Mindre 1mnd - 1 år < 2,5 10-3 Moderat 1-3 år < 6 10-4 Betydelig 3-10 år < 2,5 10-4 Alvorlig > 10 år < 6 10-5 Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 10/38

2 Beskrivelse av naturressurser i analyseområdet Nedenfor følger en beskrivelse av viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter (VØK) i analyseområdet for letebrønn 1/5-5 Solaris. Analyseområdet er satt til å utgjøre det sentrale Nordsjøen og kyststrekningen fra Ny Hellesund i Vest-Agder til Austevoll i Hordaland. Siden et eventuelt utslipp av hydrokarboner forventes å være et kondensat er størrelsen på analyseområdet konservativt. En illustrasjon av områdene er presentert i Figur 2. En detaljert beskrivelse av områdene er gitt i dokumentet «sårbarhet for særlige verdifulle områder» som er en del av det faglige grunnlaget for forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (Faggruppen for Nordsjøen og Skagerrak, 2012). (1) Gytefelt for makrell. Område er gyteområde for nordsjømakrell. Dette er en kommersielt viktig fiskebestand som gyter i overflatelaget sentralt i Nordsjøen i mai juli. Makrell kan imidlertid ikke betraktes som særlig sårbar for oljesøl da den vandrer og gyter over store områder, med stor variasjon fra år til år. Norsk makrellkartlegging viser at makrellutbredelsen har økt betraktelig de siste årene og at en større andel enn tidligere gyter i mer nordlige farvann (jf. for eksempel nyhetsarkivet om makrell på Havforskningsinstituttet websider; www.imr.no). (2) Tobisfelt Områdene er definert som SVO på grunn av dets viktige betydning som leveog gyteområde for tobis. Tobis er sterkt stedbunden. Artsgruppen er nedgravd i sanden store deler av året og at den har strenge krav til bunnsubstrat (grov sand), noe som begrenser utvalget av egnede leveområder. Tobis er et viktig bindeledd i økosystemet i Nordsjøen ved at den spiser dyreplankton og deretter selv er føde for en lang rekke arter av fugl, sjøpattedyr og fisk. (3) Lista Området er viktig for vadefugl, samt kystbudne dykkende og overflatebeitende arter av sjøfugl. I hekketiden er området mindre betydningsfullt, men området er svært viktig i vår-, høst-, og vinterperioden. Listastrendene, med beiteområde innenfor Siragrunnen, er på grunn av sin betydning som trekk- og overvintringsområde for sjøfugl vurdert som et særlig verdifullt og sårbart område (SVO) i forvaltningsplanen for Nordsjøen (HI & DN, 2010). Selve siragrunnen er også definert som SVO pga. tradisjonelt viktige gyteområder for norsk vårgytende sild. (4) Boknafjorden/Jærstrendene Området er viktig hekke-, beite-, myte-, trekk og overvintringsområde for sjøfugl. Sanddynene på Jærstrendene er av internasjonal verdi og er en samlingsplass for vadefugler som hviler og beiter langs strendene under trekkperioden. Jærstrendene er også viktig fordi det representerer en overgangssone mellom Skagerrak subprovins og Vestnorsk sub-provins. Boknafjorden er et særegent område med store grunne partier med sand- og steinbunn. Området omfatter viktige kastelokaliteter for kolonier av steinkobbe, og Kvitsøyområdet er viktig for arten gjennom hele året (Henriksen & Røv, 2004). Kjør er den sørligste kastelokaliteten for havert i Norge og kolonien her teller 250 300 dyr (Henriksen & Mangersnes, 2009). (5) Karmøy Området utenfor Karmøy huser svært viktige hekkepopulasjoner av kystbundne sjøfuglarter. De kystbundne artene bruker havområdet opptil 60 km utenfor kolonien som beiteområde i hekketiden og dekker såldes store områder av Boknafjorden (NINA, 2008). Området er også viktig for kystbundne arter om vinteren (NINA, 2007). Karmøyfeltet har, som Siragrunnen også tradisjonelt vært gyteområde for norsk vårgytende sild, og retensjonsområde (oppsamlingsområde) for egg og larver. Det er av den grunn vurdert som et særlig verdifullt og sårbart område (SVO) i forvaltningsplanen for Nordsjøen (HI & DN, 2010). Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 11/38

Figur 2. Viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter (VØK) innenfor analyseregionene til letebrønn 1/5-5 Solaris. (1) Gytefelt for makrell, (2) tobisfelt, (3) Lista, (4) Boknafjorden/Jærstrendene og (5) Karmøy. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 12/38

3 Miljørisikoanalyse Miljørisikoanalysen for boringen av letebrønn 1/5-5 Solaris er gjennomført som en referansebasert MIRA analyse (OLF, 2007). En referansebasert analyse er den minst detaljerte metoden i MIRA og inkluderer ikke oljespredningsberegninger eller beregning av sannsynlighet for miljøskade. Bruk av metoden forutsetter at en kan ta utgangspunkt i en tidligere MIRA skadebasert miljørisikoanalyse for en aktivitet som er representativ for den planlagte aktiviteten. Miljørisikoanalysen som er benyttet som referanseanalyse i denne rapporten er Miljørisikoanalyse for letebrønn 2/4-21 King Lear (Acona, 2011). 3.1 Metode En referansebasert miljørisikoanalyse utføres ved at man sammenligner og vurderer sentrale parametere for DFU en til det aktuelle prospektet (Solaris) med DFU en til et referanseprospekt (King Lear). Kriteriene som benyttes i en referansebasert analyse er utformet slik at hvis de oppfylles vil man med rimelig god sikkerhet kunne fastslå at mer detaljerte analyser ville ha konkludert med tilsvarende eller lavere miljørisiko enn den gjeldende referanseanalysen. Følgende hovedmomenter skal inngå i en referansebasert analyse (OLF, 2007): Geografisk plassering Type operasjon og DFU Brønn tekniske aspekter Oljetype Utslippsrater og varigheter Utslippspunkt Influensområde Sannsynlighet (frekvens) for DFU Akseptkriterier For mer utfyllende informasjon om metodikken henvises det til metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) (OLF, 2007). Siden en miljørisikoanalyse inkluderer komplekse ikkelineære sammenhenger, spesielt mht. utbredelse av forurensing, vil det alltid være usikkerhetsmomenter knyttet til en referansebasert analyse. Det er derfor svært fordelaktig at den referansebaserte analysen har et relativ lavt risikonivå da dette gir rom for en større feilmargin. En viktig del av en referansebasert analyse er derfor å gi en oversikt over hovedresultatene fra referanseanalysen. 3.2 Hovedresultater fra referanseanalysen 2/4-21 King Lear Dette er utført en helårlig MIRA skadebasert miljørisikoanalyse for 2/4-21 King Lear. En skadebasert MIRA inkluderer stokastiske simuleringer av oljens drift i ulike miljøer og beregninger av effekten av denne forurensingen i form av miljøskade på utvalgte verdsatte økosystemkomponenter. Dette gjøres ved bruk av effektnøkler og skadenøkler. Metodikken og begrepsdefinisjonene er beskrevet i Norsk olje og gass veiledning for miljørettede risikoanalyser (OLF, 2007). De stokastiske oljedriftssimuleringene er utført med modulen «Oil Spill Contingency And Response» (OSCAR OS3D), en del av programvarepakken MEMW fra SINTEF. Influensområdene for overflate- og sjøbunnsutblåsninger er presentert i Figur 3 og Figur 4. Et influensområde illustrerer sannsynligheten for at gitte områder vil bli forurenset med olje gitt en overflateutblåsning. Terskelverdien for når et område regnes som forurenset er 1 tonn olje per 100 km 2, som er minste mengde olje som anses å kunne skade sjøfugl og sjøpattedyr (OLF, 2007). Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 13/38

Det var ingen sannsynlighet for stranding. VØK er benyttet i referanseanalysen inkluderer pelagisk- og kystbunden sjøfugl, sjøpattedyr, strandhabitat samt fisk og verdifulle bunnhabitater. Den geografiske utbredelsen av forurensningen (enkeltoljeflakene) overlappet ikke med kystbundne arter (kystbundne sjøfugl, sel eller strandhabitat), og det var ingen sannsynlighet for målbar skade på disse ressursene. Det var kun pelagisk sjøfugl som hadde en målbar sannsynlighet for skade på bestandsnivå. Tolv arter av pelagiske sjøfugl ble benyttet i den skadebaserte MIRA-analysen, inkludert to arktiske arter (alkekonge og polarmåke) som overvintrer i analyseområdet (Tabell 3). Det ble vurdert at boringen ikke utgjorde noen risiko for leveområdene til tobis og det potensielle skadeomfanget på plankton og fiskebestander var karakterisert som ubetydelig eller kun lokalt. Av de 12 pelagiske sjøfuglbestandene som ble undersøkt var det ingen sannsynlighet for bestandstap på mer enn 5 %. Største beregnet sannsynlighet for et bestandstap på mellom 1-5 % var 3,4 %; for alkekonge om vinteren. For andre pelagiske sjøfugl var det ingen sannsynlighet for bestandstap over 1 %, og dette medfører ingen målbar skade på bestandsnivå. Miljørisikoen var lav (< 5,7 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier). Høyest beregnet miljørisiko uttrykt som andeler av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier gjennom året var 5.7 %; 3,1 %, 0,6 og 2,8 % av akseptkriterier for moderat skade (1-3 år) i hhv. vinter, vår, sommer og høstsesongen. I Kapittel 3.3.1 er miljørisikoen justert mht. frekvens og akseptkriterier for letebrønn 1/5-5 Solaris. Tabell 3. VØK er benyttet i miljørisikoanalysen for King Lear. Data fra SEAPOP fra 2011 ligger til grunn for analysen (fra Acona, 2011). Pelagisk sjøfugl Rødliste Status 1 Rest. potensial Alkekonge LC * Lavt Alke VU Lavt Lundefugl VU Lavt Lomvi CR Lavt Havhest NT Lavt Sildemåke LC Medium/Høyt Krykkje 2 EN Høyt Fiskemåke NT Høyt Polarmåke NT Høyt Svartbak 2 LC Medium Gråmåke 2 LC Medium/Høyt Havsule LC Medium 1 Rødliste Status Fastland/Svalbard*: CR = Kritisk truet, EN = Truet, VU = Sårbar; NT = Nær truet, LC = Livskraftig. 2 Ansvarsart: Norsk populasjon utgjør > 25 % av europeisk populasjon. Rødelistestatusen er basert på vurdering av risiko for at en art skal forsvinne fra norsk natur. Arter kategorisert som kritisk truet (CR), sterkt truet (EN) og sårbar (VU) benevnes som truete arter i rødlisten. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 14/38

Figur 3. Influensområder for overflateutblåsninger for letebrønn 2/4-21 King Lear beregnet fra stokastiske oljedriftsimuleringer med oljedriftmodellen OSCAR OS3D. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 15/38

Figur 4. Influensområder for sjøbunnsutblåsninger for letebrønn 2/4-21 King Lear beregnet fra stokastiske oljedriftsimuleringer med oljedriftmodellen OSCAR OS3D. 3.3 Resultater Hovedresultatene fra den referansebaserte miljørisikoanalysen er presentert i Tabell 4. Tabellen viser de forskjellige parameterne som er sammenlignet, verdiene av disse for hhv. letebrønn 1/5-5 Solaris og referansebrønnen, 2/4-21 King Lear, kriteriet som skal oppfylles, og om kriteriet er oppfylt eller ikke. Vurderingen av de ulike punktene eller parameterne er delt inn tre hovedkategorier: (1) Geografisk lokasjon, analyseperiode og nærhet til VØK områder (2) Utblåsningspotensial og oljens spredning og drift (3) Miljøskade og miljørisiko Konsekvensen av eventuelle avvik eller forskjeller evalueres for å undersøke om referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten og DFU en. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 16/38

Tabell 4. Sammenligning av definerte parametere for letebrønn 1/5-5 Solaris og 2/4_21 King Lear som inngår i en referansebasert miljørisikoanalyse. Metodikken for analysen er i henhold til referansebasert miljørisikoanalyse beskrevet i MIRA-veilederen (OLF, 2007). Nr, Parameter Solaris King Lear Kriterium Oppfylt Brønn HPHT gass/kondensat HPHT gass/kondensat Nyeste SEAPOP datasett er oppdatert i 2013 Riggtype Jack-up (Maersk Gallant) Jack-up (Maersk Gallant) SEAPOP datasett - 2008/2009 Det er kun gjort mindre endringer i datasettet for Nordsjøen i forhold til 2008/2009 datasettet Ja Geografisk lokasjon, analyseperiode og nærhet til VØK områder 1 Analyseperiode Hele året Hele året Skal dekke samme tidsperiode Ja 2 Avstand til referansebrønn 30 km 0 km Mindre enn 50 km Ja 3 Avstand til land 282 km 259 km Lengre eller tilsvarende Ja 4 Vanndyp 70 meter 67 meter Tilsvarende dyp Ja Utblåsningspotensial og oljens spredning og drift 4 Oljetype Gass/kondensat Huldra kondensat Tilsvarende levetid på sjøen Ja (se kapittel 3.3.2)b 5 Tetthet til olje 800 kg/m 3 800 kg/m 3 Tilsvarende Ja 7 Gass-olje-ratio (GOR) 1400 Sm 3 /Sm 3 1200 Sm 3 /Sm 3 Lavere eller tilsvarende Ja 8 9 Fordeling sjøbunn / overflate Vektet rate overflate & sjøbunn 45 % / 55 % 40 % / 60 % Tilsvarende Ja 2523 Sm 3 /døgn 4140 Sm 3 /døgn Lavere eller tilsvarende Ja 10 Vektet rate overflate 2521 Sm 3 /døgn 4140 Sm 3 /døgn Lavere eller tilsvarende Ja 11 Vektet rate sjøbunn 2525 Sm 3 /døgn 4140 Sm 3 /døgn Lavere eller tilsvarende Ja 12 Vektet varighet - overflate & sjøbunn 20,0 døgn 13,9 døgn Kortere eller tilsvarende Nei (se kapittel 3.3.2) 13 Vektet varighet overflate 14.9 døgn 10,8 døgn Kortere eller tilsvarende Nei (se kapittel 3.3.2) 14 Vektet varighet sjøbunn 24.8 døgn 18,6 døgn Kortere eller tilsvarende Nei (se kapittel 3.3.2) 15 Høyeste rate 8300 Sm 3 /døgn 6000 Sm 3 /døgn Lavere eller tilsvarende Nei (se kapittel 3.3.2) 16 Lengste varighet 105 døgn 133 døgn Kortere eller tilsvarende Ja Miljøskade og miljørisiko Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 17/38

17 Frekvens 2.55E-04 1,40E-03 Lavere eller lik Ja (se kapittel 3.3.2) 18 Akseptkriterier (akseptert sannsynlighet for skade) Mindre: 2,5E-03 Moderat: 6,0E-04 Betydelig: 2,5E-04 Alvorlig: 6,0E-05 Mindre: 1,0E.03 Moderat: 2,5E-04 Betydelig: 1,0E-04 Alvorlig: 2,5E-05 Høyere eller lik for alle skade-klasser Ja (se kapittel 3.3.2) 3.3.1 Geografisk lokasjon og sårbare naturressurser Miljørisikoanalysen for 2/4-21 King Lear er gjennomført som en helårig analyse og vil dermed dekke forventet boreperiode for letebrønn 1/5-5 Solaris. De to brønnene er lokalisert kun 30 km fra hverandre i det sørlige Nordsjøen; et område uten dominerende havstrømmer. Avstanden til alle VØK-områdene er tilsvarende eller lengre enn de var for referansebrønnen med unntak av SVO-området for makrell (Figur 2). Vanndybden ved de to brønnene er lik (67 og 70 meter). Parameterne 1, 2, 3 og 4 som omhandler Geografisk lokasjon, analyseperiode og nærhet til VØK-områder er dermed oppfylt iht. kriteriene i den referansebaserte analysen (Tabell 4). 3.3.2 Oljens spredning og drift Viktige parametere som påvirker oljens spredning og drift er oljetype, utslippspunkt (overflate og sjøbunn), utblåsningsrater og -varigheter og deres sannsynlighetsfordeling. En olje med lang levetid vil kunne spre seg over større områder og vil således medføre større miljøskade og miljørisiko enn en oljer med kortere levetid (gitt at alle andre forutsetninger er like). Naturlig olje-i-vann dispergering er i de fleste tilfeller den viktigste prosessen som påvirker levetiden for oljer på havoverflaten. Kondensattype benyttet i referanseanalysen Egenskapene til et funn av hydrokarboner ved Solaris er delvis ukjent, men det er forventet et kondensat med høyt innhold av lette komponenter med en total tetthet på 800 kg/sm 3 (Acona Flow Technology AS, 2015). Typisk for kondensat er at de raskt både fordamper og dispergeres ned i vannmassene (oljei-vann dispergering), og dermed relativt raskt forsvinner fra havoverflaten (SINTEF, 2008). Den naturlige olje-i-vann dispergeringen vil gradvis avta ettersom viskositeten øker, hovedsakelig på grunn av emulgering (opptak av vann som danner vann-i-olje emulsjon). Huldra kondensat, som ble benyttet i oljedriftssimuleringene i referanseanalysen, har lang levetid på sjøen sammenlignet med andre kondensat på norsk sokkel, og er ett av relativ få kondensat på norsk sokkel som emulgerer (tar opp vann). Huldra har et relativt høyt voksinnhold (5,2 % vekt) og emulgerer raskt, men tar kun opp 40 % vann og danner en ikkestabil vann-i-olje emulsjon med lav viskositet (SINTEF, 1998). Huldra har lik tetthet som væsken som er benyttet i «svart-olje-modellen» i utblåsningsstudiet for Solaris, dvs. 800 kg/sm 3. Selv om levetiden for kondensat generelt er kort varierer den for ulike kondensat, der noen fordamper/dispergerer meget raskt, mens andre forblir på havoverflaten noe lengre tid. I Figur 5 er prosentvis andel av utslippet som en funksjon av tid illustrert for ulike kondensat under ulike værforhold. Resultatene er vist for vinterforhold (vanntemperatur på 5 C). Tilsvarende resultater for sommerforhold (vanntemperatur på 15 C) er illustrert Vedlegg A, der også tallverdiene som er benyttet til å lage diagrammene er presentert. Det fremgår av Figur 5 at Huldra kondensatet er et konservativt valg mht. levetid på sjøen og at kun Lille Frigg øker mer i volum enn Huldra. Figur 5 viser også at levetiden på sjøen reduseres med økt vindhastighet. Det er kun ved flau og svak vind (< 2 m/s) at levetiden overstiger 5 døgn (120 timer). Et frekvensdiagram basert på historiske vindstyrker i nærområdet for Solaris er Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 18/38

Andel av utslipp (%) Andel av utslipp (%) Andel av utslipp (%) Andel av utslipp (%) RAPPORT presentert i Figur 6. Vindstyrken varierer gjennom året med en gjennomsnittlig vektet vindhastighet på 10,5 m/s (vintersesongen), 8,7 m/s (vårsesongen), 7,3 m/s (sommersesongen) og 9,5 m/s (høstsesongen). Konklusjon for kondensattype benyttet i referanseanalysen Det fremgår av evaluering av kondensattype at Huldra er et rimelig og konservativt valg som referanseolje for letebrønn 1/5-5 Solaris. Oljetypen benyttet i de stokastiske oljedriftssimuleringene i referanseanalysen evalueres derfor som representativ og dekkende for letebrønn 1/5-5 Solaris. Vinterforhold og 2 m/s Vinterforhold og 5 m/s 200 200 160 160 120 120 80 80 40 40 0 1 2 4 8 16 32 64 128 Tid (timer) 0 1 2 4 8 16 32 64 128 Tid (timer) Huldra Sleipner OrmenLange Lavrans Huldra Sleipner OrmenLange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym Skarv Lillefrigg Trym Vinterforhold og 10 m/s Vinterforhold og 15 m/s 200 200 160 160 120 120 80 80 40 40 0 1 2 4 8 16 32 64 128 Tid (timer) 0 1 2 4 8 16 32 64 128 Tid (timer) Huldra Sleipner OrmenLange Lavrans Huldra Sleipner OrmenLange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym Skarv Lillefrigg Trym Figur 5. Forventet levetid på havoverflaten for kondensat ved fire ulike vindstyrker ved vanntemperatur på 5 C (vinterforhold). Data fra forvitringsstudier av SINTEF (1997, 1998, 1999, 2002, 2008, 2011, 2014). Merk at det er en logaritmisk skala på x-aksen. Figur for sommerforhold (vanntemperatur på 13-15 C) er illustrert i Figur 11 i Vedlegg A1. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 19/38

Miljørisiko - og bereds kapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris Figur 6. Frekvensdiagram for vindstyrker i nærområdet for letebrønn 1/5-5 Solaris (57,7N 2,5 Ø) for vin ter -, vår -, sommer - og høstsesongen. Data fra www.met.no. Utblåsningsrater og -varigheter Vektede utblåsningsvarigheter er høyere for letebrønn 1/5-5 Solaris enn i referanseanalysen King Lear (Punkt 11, 12 og 13 i Tabell 4). En utblåsning med lang varighet vil øke mengde olje på sjøen. Det er imidlertid totalt volum på sjøen, som følge av rate og varighet, som er utslagsgivende mht. miljøskade i en MIRA. Forventet totalt utslippsvolum er gitt ved produktet av gjennomsnittlig vektet utblåsningsrate og gjennomsnittlig vektet utblåsningsvarighet, dvs. Þ Þ 3.1 Letebrønn 1/5-5 Solaris har 40 % lavere forventet utblåsningsrate enn referansebrønnen (2521 og 2525 Sm 3 /d vs. 41 40 og 41 40 Sm 3 /d for hhv. overflate og sjøbunn). I følge formel 3.1 er forventet utslippsvolum for letebrønn 1/5-5 Solaris ca. 15 % mindre enn for referansebrønnen (48 838 Sm 3 vs. 57 629 Sm 3 ). Beregningen inkluderer ulikhetene på 5 % i sannsynlighet for overflate - og sjøbunnsutblåsning mellom de to brønnene (jf. Tabell 4). Ser man på totalvolum et gitt en overflate - eller sjø bun nsutblåsning er forventet volum for letebrønn 1/5-5 Solaris 16-19 % lavere enn for referansebrønnen (37 563 vs. 44 71 2 Sm 3 og 62 61 9 vs. 77 004 Sm 3 ). Forskjeller i utblåsningsvarigheter veies dermed opp av lavere utblåsningsrater for Solaris. Rate- og varighetsmatrisen som er benyttet i oljedriftssimuleringene i referanseanalysen, King Lear evalueres derfor som representativ og dekkende for letebrønn 1/5-5 Solaris. 3.3.3 Miljøskade og miljørisiko Siden frekvensen for DFU ene er forskjellig for brønnene 1/5-5 Solaris og referansebrønnen 2/4-21 King Lear, og risikonivået for 2/4-21 King Lear er vurdert mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier, er ikke miljørisikoen direkte sammenlignbar for de to brønnene. I dette kapittelet er miljørisikoen for 2/4-21 King Lear justert mht. frekvens og akseptkriterier for letebrønn 1/5-5 Solaris. Det er benyttet både høyere frekvens for en utblåsning (DFU en) og laver akseptkriterier ved prospektet King Lear enn man ville benyttet i en fullstendig miljørisikoanal yse på prospektet Solaris (Tabell 4). Sammenhengen mellom de to parameterne og beregnet miljørisiko er vist formel 3.2. Revisjonsnummer.: 02 Revisjonsdato: 26.06.2015 Side 20 / 38

Relativ miljørisiko = P(DFU) P(miljøskade y1 DFU) akseptert sannsynlighet miljøskade y1 3.2 Brøken refereres til som relativ miljørisiko. Telleren refereres til som absolutt miljørisiko og er produktet av sannsynligheten (frekvens) for at en DFU en skal finne sted og sannsynlighet for en gitt miljøskade y1 (f. eks. y1 = en moderat skade med varighet på 1-3år) gitt DFU, dvs. her en utblåsning. Nevneren er operatørens akseptkriterier, angitt som den aksepterte sannsynligheten for miljøskade med varighet y1 (f. eks. y1 = en moderat skade med varighet på 1-3år). Basert på den nyeste offshore utblåsningsdatabasen til SINTEF er sannsynlighet for en utblåsning for en gjennomsnittlig normal HPHT letebrønn 9,24E-04 (Scandpower, 2015), dvs. P(DFU) = 9,24E-04. Dette er ca. 2/3 (66 %) av frekvensen som ble benyttet i referanseanalysen. Som det fremgår av formel 3.2 betyr dette at risikoen for 1/5-5 Solaris vil være 34 % lavere enn referansebrønnen (gitt at alt annet er likt). Inkluderer man forskjellene i akseptkriteriene (dvs. nevneren i formel 3.2) vil den relative miljørisikoen for 1/5-5 Solaris være mellom 73 % og 74 % lavere (gitt alt annet likt). Omregnet fra høyeste miljørisiko i referanseanalysen gir dette følgende relative miljørisiko for letebrønn 1/5-5 Solaris gjennom året: Vinter: 1,5 % for Mindre skade (1mnd-1år) Alkekonge Vår: 0,9 % for Moderat (1-3år) Alkekonge Sommer: 0,2 % for Betydelig (3-10år) Alkekonge Høst: 0,8 % for Alvorlig skade (>10år) Alkekonge På grunn av alkekonge er en arktisk fugl, er risikonivået i vår- og sommersesongen overestimert/konservative i referanseanalysen og dermed også i listen over. Konklusjon miljøskade og miljørisiko Miljørisikoen som er beregnet i referanseanalysen evalueres som representativ og dekkende for letebrønn 1/5-5 Solaris. 3.4 Konklusjon miljørisikoanalyse Resultatene av den referansebaserte analysen viser at de stokastiske oljedriftssimuleringene utført i referanseanalysen King Lear er dekkende for den planlagte aktiviteten og DFU en for prospekt Solaris. Parameteren høyeste utblåsningsrate antyder at det kan finnes enkeltscenarioer som vil kunne gi høyere miljøskade ved Solaris enn King Lear. Utslippspotensialet til DFU ene for de to brønnene vurdert mot hverandre er imidlertid forventet å gi tilsvarende sannsynligheter for bestandstap og miljøskade og en lavere miljørisiko sammenlignet med referanseanalysen King Lear. De justerte beregningen av miljørisiko med inngangsdata for letebrønn 1/5-5 Solaris viser at miljørisikoen er akseptabel sett i forholdt til Total E&P Norge AS akseptkriterier for miljørisiko. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 21/38

4 Beredskapsanalyse Formålet med en beredskapsanalyse er å identifisere beredskapsbehov og å utarbeide anbefalinger for oljevernberedskap for å håndtere den dimensjonene definerte fare- og ulykkeshendelsen for den planlagte aktiviteten. Resultatene fra beredskapsanalysen skal legges til grunn ved operatørens valg av avtalefestet stående beredskapsløsning og danner grunnlag for å etablere en lokasjonsspesifikk oljevernplan (OSCP). Planen skal være basert på Total E&P Norge AS beredskapsløsning for oljevern samt evt. krav fremsatt i tillatelsen fra Miljødirektoratet (MDir). Tilgjengelighet og responstider til foreslåtte oljevernressurser, inkludert OR- og slepefartøy må verifiseres av NOFO i forkant av boreoperasjonen. Primærstrategien for bekjemping av akutte oljeutslipp på norsk kontinentalsokkel er mekanisk opptak i nærområdet til utslippet vha. NOFOs havgående systemer. Kjemisk dispergering skal benyttes når denne metoden vurderes å være like god eller bedre enn mekanisk opptak mht. å redusere påvirkning på miljøet. Behov for resurser for oljevern (ressursbehov) beregnes for følgende barrierer: Barriere 1: Bekjempelse på åpent hav nær utslippskilden (funksjon A) eller langs drivbanen (funksjon B) vha. NOFO-systemer Barriere 2: Bekjempelse i kystsonen vha. kystsystemer Barriere 3: Bekjempelse og beskyttelse av strandsonen ovenfor mobil olje (funksjon A) og oppsamling av ikke mobil olje på land (funksjon B) 4.1 Tilgjengelige oljevernressurser NOFO-system og kystsystem er tilgjengelige fra NOFO-baser i Stavanger, Mongstad, Kristiansund, Sandnessjøen og Hammerfest (Figur 7). I tillegg har NOFO ti stand-by fartøy tilgjengelige i spesifikke områder rundt Ekofisk, Ula/Gyda/Tambar, Sleipner/Volve, Balder, Troll/Oseberg (2 stk.), Gjøa, Tampen, Haltenbanken og Goliat (Barentshavet) som en del av områdeberedskap i disse områdene. For oljevernberedskap i kystsonen (barriere 2) er det fra hver NOFO-base tilgjengelig ti oppsamlingssystem, fire opptakssystem og to kommando- og støttesystemer. For strandaksjoner har NOFO avtale med IUA (Interkommunale utvalg mot akutt forurensning) og disponerer et spesialteam på 63 personer. I tillegg foreligger avtaler med andre aktører som gir tilgang til totalt ca. 850 personer med kompetanse for strandaksjoner. Figur 7. Oversikt over NOFO-ressurser (NOFO, 2015). Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 22/38

4.1.1 Oljevernsystemer og nominell kapasitet Et NOFO-system består av et OR-fartøy som tilfredsstiller den til enhver tid gjeldende NOFOstandard (NOFO, 2011) og et slepefartøy. OR-fartøyene er utstyrt med oljevernutstyr (inkludert lense NO-1200-R, oljeopptakersystem TransRec og lagringstank med 1500 m3kapasitet) samt avansert fjernovervåkningssystem (IR og oljeradar). Et kystsystem består av ett oljevernfartøy med Current Buster 4 (oppsamlingssystem) og tilhørende fartøy dedikert for opptak (opptakssystem med skimmer og tankkapasitet) og kommando- og støttesystem. Ett kommando- og støttesystem kan lede og støtte inntil seks oppsamlingssystem og to opptaksfartøy. I akutt strandingsfase (funksjon A) benyttes pumper og slamsugere for opptak av mobil olje fra land eller fra sjø, ledelenser og diversesperre- og låsningstiltak for å hindre stranding og re-mobilisering av olje. I strandrensefasen (funksjon B) benyttes ulike mekaniske og ikke-mekaniske teknikker for å fjerne olje fra stranden. Nominell systemkapasitet for de ulike systemene er presentert i tabell 5. Verdiene bygger på erfaringer, forsøk og øvelser og representerer maksimal kapasitet under optimale operative forhold. Verdiene for NOFO- og kystsystem inkluderer nede-tid på 12 timer per døgn. Nedetid skyldes rengjøring, feilretting, oppkobling, tømming og transitt for å levere oppsamlet olje, henting/venting på dispergeringsmiddel, personellutskiftinger, hvile og reposisjonering av fartøy for å finne oljeflak. Oppgitt kapasitet i barriere 3 (funksjon A) inkluderer ikke bruk av innsatsgruppe strand akutt (IGSA) som har betraktelig høyere nominell kapasitet. Tabell 5. Nominell kapasitet for ulike oljevernressurser. Nominell kapasitet for NOFO- og kystsystem inkluderer en nedetid på 12 timer. Typisk operasjonsområde Oljevernressurs Nominell kapasitet (per døgn) Barriere 1 NOFO system (funksjon A og B) 2400 m 3 Barriere 2 Kystsystem 240 m 3 Barriere 3 Strandsystem Funksjon A 10 m 3 Funksjon B 4 m strandlinje eller 20 kg ren olje 4.2 Dimensjonerende DFU Den dimensjonerende DFU for beredskapsanalysen er en utblåsning. En utblåsningsrate 2525 Sm3/d (vektet rate for sjøbunnsutslipp) er lagt til grunn for dimensjonering av oljevernberedskap i barriere 1 (funksjon A og B). Beredskapsanalysen er basert på forvitringsegenskapene til Huldra kondensatet. Det anbefalte beredskapsbehovet er sammenlignet med beregnet beredskapsbehov gitt en av de seks andre typer kondensat som undersøkt i den referansebaserte miljørisikoanalysen. 4.3 Ytelseskrav Krav til oljevernberedskap for 1/5-5 Solaris er basert på Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass, 2013). Det er etablert følgende ytelseskrav mot akutt forurensning Barrierer på åpent hav (barriere 1A og 1B) skal hver for seg ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne håndtere den emulsjonsmengde som er tilgjengelig som følge av dimensjonerende rate. Responstiden for fullt utbygd barriere skal være kortere enn 5- persentilen av drivtid til land. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 23/38

Da det ikke er stranding i referanseanalysen er det ikke satt ytelseskrav til beredskap i kystog strandsonen. Dersom oljen skulle drive mot land mobiliseres barriere 2 og 3 i samråd NOFO. 4.3.1 Lokale værdata Statistikk for bølger og vind for prospektet Solaris er lastet ned fra Meteorologisk institutt. Offshoredata kommer fra værstasjonene 1360 lokalisert 105 km fra utslippspunktet. Temperaturdata er lastet ned fra databasen Levitus (IRI, 2015). Fravær av dagslys (definert som tiden solen står 6 grader eller lavere under horisonten-" borgelig tussmørke") beregnes for posisjonen til utslippet og de utvalgte værstasjonene langs kysten. Sikten i områdene er ikke kjent og det er antatt at sikten er "god" 50 % av tiden og "dårlig" 50 % av tiden. Det er i denne analysen ingen sannsynlighet for stranding og det er derfor ikke benyttet data fra værstasjoner langs norskekysten. 4.4 Metode Beredskapsanalysen er utført i henhold til veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (NOFO & OLF, 2007; Norsk olje og gass, 2013) og NOFOs planforutsetninger for oljevernberedskap (NOFO, 2014b). Analysen baserer seg på ulike typer inngangsdata: (1) utblåsningsrater og varigheter, (2) forvitringsegenskaper til referanseoljen, (3) lokale værdata, (4) strandingsstatistikk og (5) ytelseskrav satt til analysen. Fra dette beregnes dimensjonerende tilflytsrater og mengder til barrieren og forventet kapasitet til systemene og oljevernressursene. En viktig del av analysen er å beregne såkalte reduksjonsfaktorer som benyttes til å justere effektiviteten og lensetap pga. bølger, vind og lysforhold og forventet kapasitet til oljevernressursene. Da det ikke er sannsynlighet for stranding i referanseanalysen er metode for beredskap i barriere 2 og 3 ikke nærmere beskrevet. 4.4.1 Beregning av ressursbehov Ressursbehov i alle barrierene beregnes som antall oljevernsystemer som gir tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe tilflytsraten inn til barrieren (emulsjonsmengden tilgjengelig for opptak eller dimensjonerende emulsjonsmengde), dvs.: Ressursbehov = tilflytsrate per døgn (m ) kapasitet per døgn (m ) 4.1 I barriere 1 oppgis ressursbehovet som antall NOFO-systemer. 4.4.2 Dimensjonerende emulsjonsmengde Dimensjonerende emulsjonsmengde i barriere 1 er tilflytsraten (m 3 /døgn) av emulsjon ved valgt plassering av barriere 1A og 1B. Beregningen av emulsjonsmengde tar hensyn til referanseoljens forvitringsegenskaper (fordamping, nedblanding og vannopptak ved bestemte vindhastigheter og temperaturer) og historiske vind-, bølge- og temperaturdata i området. 4.4.3 Forventet kapasitet og reduksjonsfaktorer Verdiene som er oppgitt for de ulike oljevernsystemene i Tabell 5 er kapasitet under optimale forhold (nominell kapasitet). For å beregne den forventede kapasiteten blir disse verdiene korrigert ved bruk av reduksjonsfaktorer for sjøtilstand (vindhastighet og/eller bølgehøyde) og fravær av lys og sikt. Forventet kapasitet per døgn beregnes med følgende formel: Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 24/38

Forventet kapasitet pr. døgn = (1d nedetid) nominell kapasitet pr. døgn reduksjonsfaktorer 4.2 Reduksjonsfaktorer som funksjon av bølgehøyde og vindhastighet (sjøtilstand) er presentert i Tabell 6. Disse benyttes sammen med statistikk for bølgehøyder og vindstyrker fra værstasjonene (kapittel 3.3.1) til å beregne reduksjonsfaktorer for sjøtilstand. Reduksjonsfaktorer for fravær av lys og sikt er presentert i Tabell 7. Disse benyttes sammen med andel av fravær av dagslys ("tussmørke") til å beregne reduksjonsfaktorer for lys og sikt. En reduksjonsfaktor på 1 betyr at forventet kapasitet er lik nominell kapasitet og en reduksjonsfaktor på 0 betyr at forventet kapasitet er lik null. Ved f.eks. en reduksjonsfaktor pga. sjøtilstand, lys/sikt på hhv. 0,60 og 0,95 gir dette en total reduksjonsfaktor på 0,57 som er lik forventet effektivitet til systemet. Med en nominell kapasitet på 2400 m 3 /døgn (som inkluderer nedetid) gir dette en forventet kapasitet på 2400 m 3 /døgn 0,57 = 1368 m 3 /døgn. Emulsjon som ikke samles opp pga. sjøtilstand er antatt å passere under lensene og må samles opp av neste barriere. Emulsjon som ikke samles opp pga. dårlig lysforhold og sikt antas å kunne samles opp ved å dimensjonere med flere system i barrieren. Tabell 6. Reduksjonsfaktorer som funksjon av signifikant bølgehøyde (hs) og vindhastighet. Bølgehøyde (hs) Reduksjonsfaktor Vindhastighet Reduksjonsfaktor 0 1 m 0,80 0 1 m/s 0,72 1 2 m 0,75 1 2 m/s 0,72 2 3 m 0,65 2 3 m/s 0,72 3 4 m 0,55 3 4 m/s 0,72 > 4 m 0,00 4 5 m/s 0,71 5 6 m/s 0,68 6 7 m/s 0,58 7 8 m/s 0,33 > 8 m/s 0,00 Tabell 7. Reduksjonsfaktorer for fravær av lys for ulike fjernmålingsutstyr (Norsk olje og gass, 2013). Med redusert sikt menes 2000 meter eller kortere sikt malt horisontalt. Fjernmålingsutstyr Sikt Reduksjonsfaktor IR og oljeradar God 0,9 Redusert 0,8 IR God 0,7 Redusert 0,5 Oljeradar God 0,7 Redusert 0,6 Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 25/38

Drivbøyer og enkel IR God 0,3 Redusert 0,3 Ingen fjernmåling God 0,0 Redusert 0,0 4.4.4 Beregning av responstid Det generelle kravet er at alle oljevernsystemer skal mobiliseres i henhold til best oppnåelig responstid. Best oppnåelige responstid er lik frigivelsestid for stående beredskap (evt. mobiliseringstid ved NOFO-base), seilingstid, tid for utsetting av lenser og en buffer på 3 timer. Bufferen er lagt til for å ta hensyn til usikkerheten i posisjonene til områdeberedskapsfartøyene (stående beredskap). Det benyttes en ganghastighet på 14 knop for NOFO OR-fartøy. 4.5 Resultater fra beredskapsanalysen 4.5.1 Best oppnåeligere responstider Best oppnåelig responstid for første OR-fartøy er 12 timer (stående beredskap på Ula/Gyda/Tambar) og fullt utbygd barriere kan være på plass 13 timer etter utslippet er oppdaget (stående beredskap på Ekofisk). Responstidene inkluderer frigivelsestid, seilingstid, utsetting av lense samt en buffer på 3 timer pga. usikkerhet i aksjonsradius til OR-fartøyene i stående beredskap. Tabell 8. Best oppnåelige responstider for NOFO-systemer. Best oppnåelig responstid er summen av mobilisering/frigivelsestid, seilingstid, buffer og utsetting av lense, rundet opp til nærmeste hele time. Kun systemene med kortest responstid er vist i tabellen. Se Tabell 14 i Vedlegg B for en komplett oversikt over tilgjengelig oljevernressurser for letebrønn 1/5-5 Solaris. Ressurs Område Avstand (km) Mobilisering/ frigivelsestid (t) Seilingstid (t) Buffer (t) Utsetting av lense (t) Best oppnåelige responstid (t) Stående beredskap Ula/Gyda/Tambar 41 6 2 3 1 12 Ekofisk 57 6 2 3 1 13 Sleipner/Volve 189 3 7 3 1 15 Balder 286 6 11 3 1 22 Troll/Oseberg 02 428 1 17 3 1 22 Troll/Oseberg 01 456 1 18 3 1 23 4.5.2 Lokasjon av barrierene Barriere 1A og 1B er satt til å bekjempe olje/kondensat som har vært på sjøen i hhv. 6 og 12 timer. Ved disse tidspunktene vil det ikke være eksplosjonsfare i forbindelse med bekjempelse av olje på sjøen eller ved lagring av olje i oppsamlingstankene til OR-fartøyene. Etter så kort tid på sjøen forventes det betydelig lensetap pga. lav viskositet. Kjemisk dispergering vil kunne være et alternativ. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 26/38

4.5.3 Reduksjonsfaktorer Reduksjonsfaktorer for vindhastighet og signifikant bølgehøyde (Hs), lysforhold og sikt, samt forventede effektivitet og kapasitet presentert i Tabell 9. Forventet kapasitet (nominell systemkapasitet under oppe-tid multiplisert med reduksjonsfaktorene) er høyest i sommersesongen og lavest i vintersesongen. Tabell 9. Reduksjonsfaktorer for vind, bølger, lysforhold og sikt for NOFO-systemer og forventet effektivitet og kapasitet i barriere 1A og 1B. Periode Vind/bølger Lysforhold og sikt Forventet effektivitet (%) Forventet kapasitet (m 3 /døgn) Vinter 0.52 0.91 47 1 133 Vår 0.63 0.95 60 1 430 Sommer 0.71 0.97 69 1 654 Høst 0.60 0.92 55 1 324 4.5.4 Beredskapsbehov på åpent hav En oversikt over tilflytsrater inn til barrierene på åpent hav (1A og 1B) og beregnet ressursbehov er presentert i Tabell 10. Tilflytsraten til barriere 1A er lavere enn raten til det dimensjonerende utslippet pga. relativt lite vannopptak, høy fordamping og stor naturlig nedblanding, spesielt i vinter- og høstsesongen hvor det generelt er dårligere vær, og dermed større naturlig nedblanding i vannmassene. Tilflytsratene til barriere 1B er imidlertid tilnærmet lik for alle sesongene pga. høyere effektivitet og forventet kapasitet i vår- og sommersesongen. Beredskapsbehov på åpent hav er ett NOFO system i barriere 1A og ett NOFO-system i barriere 1B for alle sesonger av året. Systembehovet er rundet opp til nærmeste heltall. To NOFO-systemer i barriere 1 er også dekkende for de andre seks kondensattypene undersøkt i denne rapporten (dvs. Skarv, Sleipner, Lille Frigg, Ormen Lange, Trym og Lavrans). En illustrasjon av utviklingen av det dimensjonerende utslippet over tid, med og uten effekt av beredskap er gitt i Figur 8. Effekten av beredskap er trolig noe overestimert pga. at ingen av reduksjonsfaktorene tar hensyn til lensetap pga. lav viskositet. Tabell 10. Beregnet tilflytsrate inn til barriere 1A og 1B og ressursbehov oppgitt i antall NOFOsystemer. Ressursbehovet er rundet opp til nærmeste heltall. Barriere Tilflytsrate emulsjon Huldra (Sm 3 /d) Ressursbehov (antall NOFO systemer) Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst 1A 959 1 318 1 508 1 033 1 1 1 1 1B 338 378 339 305 1 1 1 1 Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 27/38

Figur 8. Tilflytsrate for det dimensjonerende oljeutslippet uten (i blått) og med (i brunt) effekt av mekanisk oljevernberedskap. Foreslått posisjon av barriere 1A og barriere 1B er markert. 4.5.5 Kjemisk dispergering Kjemisk dispergering skal vurderes når dette totalt sett gir minst miljøskade sammenliknet med andre bekjempelsesmetoder. Ved en akutt utslippssituasjon må tilstedeværelse av sårbare ressurser vurderes før kjemisk dispergering benyttes. Kjemisk dispergering vil kunne være en aktuell bekjempelsesmetode for Huldra kondensat. Tidsvinduet for kjemisk dispergering er stort for Huldra som er kjemisk dispergerbar gjennom hele året i oppimot 5 døgn under de fleste værsituasjoner (Tabell 11). Resultatene fra forvitringsstudiet indikerer at de to dispergeringsmidlene Dasic NS og Corexit 9500 begge vil fungere godt (SINTEF, 1998). Gyteperioden til kommersielt viktige fiskebestander i Nordsjøen er presentert i Tabell 12. Gyteområdene i Nordsjøen er spredt over store områder og er i mindre grad konsentrert i tid og rom enn hva som er tilfellet i Norskehavet, og konsentrasjonen av egg og larver i Nordsjøen er generelt sett lav (Havforskningsinstituttet, 2009). Brønnen er imidlertid lokalisert relativ nær SVO-områder for makrell og tobis og bruk av dispergeringsmiddel i disse områdene kan potensielt øke faren for økt skade på gyteprodukter. Det er i denne forbindelse verdt å notere seg at en nyere modelleringsstudie av Havforskningsinstituttet og SINTEF indikerer at bruk av dispergeringsmidler ikke gir økt effekt av oljesøl på tidlige stadier av fisk (Vikebø et. al, 2015). Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 28/38

Tabell 11. Tidsvindu for kjemisk dispergerbarhet av Huldra kondensatet for ulike sesonger (vanntemperatur) og vindhastigheter (SINTEF, 1998). G = kjemisk dispergerbar, R = redusert kjemisk dispergerbar og P = dårlig kjemisk dispergerbar. Periode Vindstyrke (m/s) Tid (timer) 1 2 3 6 9 12 24 48 72 96 120 2 G G G G G G G G G G R Vinter, Vår (15 C) 5 G G G G G G G G G G G 10 G G G G G G G G G G G 15 G G G G G G G G G G G 2 G G G G G G G G G R R Sommer og Høst (5 C) 5 G G G G G G G R R R R 10 G G G G G G G G G G G 15 G G G G G G G G G G G Tabell 12. Perioder med fiskeegg og -larver i vannmassene for viktige fiskebestander i Nordsjøen (Havforskningsinstituttet, 2015 og Havmiljø 2015). E = egg og L = larver. Bestand Måned Jan. Feb. Mar. Apr. Mai Juni Juli Aug. Sept. Okt. Nov. Des. Tobis 1 E E/L L L Makrell E E/L E/L Nordsjøsild 1 E E E/L E/L Nordsjøsei E E/L E/L L Nordsjøtorsk E E/L E/L E/L Nordsjøhyse E/L E/L E/L 1 Eggene utvikles på sjøbunnen. 4.6 Anbefalt oljevernberedskap Anbefalt beredskapsløsning for letebrønn 1/5-5 Solaris er presentert i Tabell 13. Anbefalt beredskapsløsning på åpent hav er ett NOFO-system i barriere 1A og ett NOFO-system barriere 1B i alle sesonger (vinter, vår, sommer og høst). Det anbefales å benytte best oppnåelige responstider for alle oljevernfartøy. Det er liten mulighet for stranding av olje og det er dermed ikke nødvendig å planlegge for beredskap i barriere 2 (kystsonen) og barriere 3 (strandsonen) for letebrønn 1/5-5 Solaris. Den endelige beredskapsløsningen må settes opp i samråd med NOFO. Med den anbefalte beredskapen er ytelseskravene til letebrønnen 1/5-5 ved prospektet Solaris oppfylt med god margin. Kjemisk dispergering bør vurderes som et supplement til mekanisk bekjempelse i barriere 1. Områder nord og øst for brønnen overlapper med SVO- Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 29/38

områder for makrell og tobis. Bruk av kjemisk dispergering i disse områdene i perioden januar til april (tobis) og mai til juli (makrell) bør koordineres med fartøy som foretar miljøundersøkelser av plankton og fisk, og rådføres med myndigheter og Havforskningsinstituttet. Det er vanskelig å bekjempe kondensat (da spesielt for spesielt for kondensat som ikke emulgerer som Lavrans, Ormen Lage, Skarv, Sleipner og Trym) og ved en reel hendelse vil kontinuerlig overvåking av sølet ofte være det mest hensiktsmessig i store deler av tiden. En beredskap på to systemer sikrer fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen, mht. kontinuerlig overvåkning og gir mulighet for mekanisk og/eller kjemisk bekjempelse i situasjoner og perioder der dette er formålstjenlig. Tabell 13. Anbefalt oljevernberedskap basert på dimensjonerende DFU. Ressursbehovet er avrundet opp til nærmeste hele tall. De oppgitte responstidene er basert på best oppnåelige responstider for NOFO OR-fartøy. Periode Barriere Ressursbehov Foreslått ressurs 1A 1 Ula/Gyda/Tambar, 12 timer Vinter, vår, sommer og høst 1B 1 Ekofisk, 13 timer 2 3 Dersom oljen skulle drive mot land mobiliseres barriere 2 og 3 i samråd NOFO Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 30/38

Referanser Acona 2011. Miljørisikoanalyse for letebrønn 2/4-21 King Lear. Rapport 500138 for Statoil ASA. Acona Flow Technology AS 2015. Blowout and Dynamic Wellkill Simulations, Exploration well 1/5-5, Solaris. Rev 1. Report No. AFT-2013-0503-01. Faggruppen for Nordsjøen og Skagerrak 2012. Sårbarhet for særlige verdifulle områder. Grunnlagsdokument for Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Havforskningsinstituttet 2009. Havets ressurser og miljø. Fisken og Havet, særnummer 1-2009. HI & DN 2010. (Havforskningsinstituttet og Direktoratet for naturforvaltning) Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerak. Arealrapport. Ta-2681/2010. Fisken og Havet, 6, 2010. Havforskningsinstituttet 2015. Temasider fisk. www.imr.no/temasider/fisk/nb-no Havmiljø 2015. Miljøverdier i norske havområder. www.havmiljo.no IRI 2015. (International Research Institute for Climate and Society). LEVITUS94: World Ocean Atlas 1994, an atlas of objectively analysed fields of major ocean parameters at the annual, seasonal, and monthly time scales. Served from IRI/LDEO Climate Data Library. Sist oppdatert 24 Apr 2015. Lastet ned: 13.5.2015. NINA. (Norsk institutt for naturforskning) Særlig verdifulle områder (SVO) for sjøfugl - området Nordsjøen - Norskehavet. Rapport 230. 2007. NINA. (Norsk institutt for naturforskning) Tverrsektoriell vurdering av konsekvenser for sjøfugl. Grunnlagsrapport til en helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. 2008. Norsk olje og gass 2013. Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Rev. 4. NOFO og OLF 2007. Veileder for Miljørettet Beredskapsanalyse. DNV rapport til NOFO - Norsk Oljevernforening for Operatørselskaper og OLF - Oljeindustriens Landsforening. Rapport nr. 2007-0934. Rev.1. NOFO 2015. Norsk Oljevernforening For Operatørselskap Plangrunnlag. Sist oppdatert 24.2.2015. Lastet ned fra: http://www.nofo.no/plangrunnlag/ 13.5.2015. OLF 2007. (Tidligere Oljeindustriens landsforbund). Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA). Revisjon 1. SINTEF 1997. Forvitringsegenskaper Lavrans og Kristin kondensat. Stokastiske drivbaneberegninger ved overflate- og undervannsutslipp for Kristin kondensat. Rapport Nr.: STF66 F97086. SINTEF 1998. Forvitringsegenskaper for Huldra kondensat. Rapport Nr.: STF66 F98085. SINTEF 1999. Samlehåndbok over forvitringsegenskaper for et utvalg av Norske råoljer og kondensat - En håndbok til bruk under NOFOs aksjoner. Rapport Nr.: STF66 F99110. SINTEF 2002. Sleipner kondensat. Vurdering av forvitringsegenskaper, vannløselighet og potensiell giftighet av vannløselige komponenter. Rapport Nr.: STF66 F02063. SINTEF 2008. Ormen Lange kondensat Egenskaper og forvitring på sjøen relater til beredskap. Rapport Nr.: SINTEF F7031. SINTEF 2011. Weathering properties of the Trym condensate. Report No.: SINTEF A20258. SINTEF 2014. Skarv condensate-weathering study. Oil properties related to oil spill response. Report No.: SINTEF A26022. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 31/38

Vikebø, F. B., Rønningen, P., Meier, S., Grøsvik, B. E., & Lien, V. S. (2015). Dispersants Have Limited Effects on Exposure Rates of Oil Spills on Fish Eggs and Larvae in Shelf Seas. Environmental science & technology, 49(10), 6061-6069. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato:26.06.2015 Side 32/38

Levetid på sjøen for kondensat Revisjonsnummer.: 02 Revisjonsdato: 26.06.201 5

A1 Levetid på sjøen for kondensat Vinterforhold og 2 m/s Tid Huldra Sleipner Ormen Lange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym 1 83 57 66 78 85 96 80 2 86 42 52 69 74 104 73 3 91 35 46 64 67 113 69 6 102 28 38 57 56 138 62 9 100 24 33 54 52 59 12 96 22 30 52 48 154 57 24 88 17 22 46 42 147 52 48 80 11 12 41 36 132 47 72 75 6 5 37 32 123 44 96 71 3 1 34 29 111 42 120 67 1 0 31 27 108 40 Vinterforhold og 5 m/s Tid Huldra Sleipner Ormen Lange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym 1 88 41 51 68 74 135 72 2 98 29 40 60 62 173 66 3 102 23 33 55 56 179 62 6 90 11 18 46 46 142 56 9 82 5 9 40 40 52 12 74 2 4 34 36 84 49 24 50 0 0 17 22 33 38 48 22 0 0 3 7 6 23 72 8 0 0 0 2 0 13 96 3 0 0 0 0 0 7 120 1 0 0 0 0 0 3 Vinterforhold og 10 m/s Tid Huldra Sleipner Ormen Lange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym 1 91 12 20 48 53 169 61 2 72 1 3 31 38 128 51 3 54 0 0 19 28 84 44 6 20 0 0 3 10 6 27 9 6 0 0 0 3 15 12 1 0 0 0 1 0 8 24 0 0 0 0 0 0 0 48 0 0 0 0 0 0 0 72 0 0 0 0 0 0 0 96 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0 0 0 0 0 Vinterforhold og 15 m/s Tid Huldra Sleipner Ormen Lange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym 1 45 0 0 14 26 83 42 2 11 0 0 1 7 19 22 3 1 0 0 0 1 0 10 6 0 0 0 0 0 0 0 9 0 0 0 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 24 0 0 0 0 0 0 0 48 0 0 0 0 0 0 0 72 0 0 0 0 0 0 0 96 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0 0 0 0 0 Figur 9. Prediksjon av emulsjon på overflaten som prosent av utslippet over tid (timer) for ulike kondensat på norsk sokkel under ulike værforhold. Vinterforhold betyr en vanntemperatur 5 C (se hovedtekst for referanser til de ulike forvitringsstudiene). Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato: 26.06.2015

Sommerforhold og 2 m/s Tid Huldra Sleipner Ormen Lange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym 1 83 48 59 73 80 90 76 2 88 34 46 64 67 98 69 3 96 29 41 60 60 108 65 6 98 23 32 53 51 134 59 9 94 20 28 50 46 56 12 90 18 25 48 44 156 54 24 82 9 17 43 37 150 48 48 74 6 5 37 31 133 43 72 68 2 1 33 27 123 40 96 63 0 0 29 23 113 37 120 59 0 0 25 21 106 35 Sommerforhold og 5 m/s Tid Huldra Sleipner Ormen Lange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym 1 92 33 45 63 67 130 68 2 102 23 34 55 55 167 61 3 96 17 27 51 50 178 58 6 84 7 13 42 41 143 52 9 75 2 5 36 35 48 12 67 0 1 30 30 70 44 24 44 0 0 13 16 23 33 48 16 0 0 1 3 3 16 72 5 0 0 0 0 0 8 96 1 0 0 0 0 0 3 120 0 0 0 0 0 0 1 Sommerforhold og 10 m/s Tid Huldra Sleipner Ormen Lange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym 1 88 8 15 43 47 165 56 2 64 1 1 26 32 123 46 3 46 0 0 15 22 76 38 6 15 0 0 2 6 3 20 9 3 0 0 0 1 9 12 0 0 0 0 0 0 4 24 0 0 0 0 0 0 0 48 0 0 0 0 0 0 0 72 0 0 0 0 0 0 0 96 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0 0 0 0 0 Sommerforhold og 15 m/s Tid Huldra Sleipner Ormen Lange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym 1 37 0 0 11 19 73 36 2 7 0 0 0 3 16 16 3 0 0 0 0 0 3 5 6 0 0 0 0 0 0 0 9 0 0 0 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 24 0 0 0 0 0 0 0 48 0 0 0 0 0 0 0 72 0 0 0 0 0 0 0 96 0 0 0 0 0 0 0 120 0 0 0 0 0 0 0 Figur 10. Prediksjon av emulsjon på overflaten som prosent av utslippet over tid (timer) for syv ulike kondensat på norsk sokkel under ulike værforhold. Sommerforhold betyr en vanntemperatur 13-15 C (se hovedtekst for referanser til de ulike forvitringsstudiene). Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato: 26.06.2015

Andel av utslipp (%) Andel av utslipp (%) Andel av utslipp (%) Andel av utslipp (%) Sommerforhold og 2 m/s Sommerforhold og 5 m/s 200 200 160 160 120 120 80 80 40 40 0 1 2 4 8 16 32 64 128 Tid (timer) 0 1 2 4 8 16 32 64 128 Tid (timer) Huldra Sleipner OrmenLange Lavrans Huldra Sleipner OrmenLange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym Skarv Lillefrigg Trym Sommerforhold og 10 m/s Sommerforhold og 15 m/s 200 200 160 160 120 120 80 80 40 40 0 1 2 4 8 16 32 64 128 Tid (timer) 0 1 2 4 8 16 32 64 128 Tid (timer) Huldra Sleipner OrmenLange Lavrans Huldra Sleipner OrmenLange Lavrans Skarv Lillefrigg Trym Skarv Lillefrigg Trym Figur 11. Forventet levetid til ulike kondensat på havoverflaten under ulike vindstyrker ved vanntemperatur på 15 C (sommerforhold). Data fra forvitringsstudier av SINTEF (1997, 1998, 1999, 2002, 2008, 2011, 2014). Merk at det er en logaritmisk skala på x-aksen. Revisjonsnummer.:02 Revisjonsdato: 26.06.2015

Responstider Revisjonsnummer.: 02 Revisjonsdato: 26.06.201 5