Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 34/8-16 S Tarvos

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 34/8-16 S Tarvos Gradering: Open Status: Draft Side 1 av 39

Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 34/8-16 S Tarvos Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Distribusjon: Open Kan distribueres fritt Utløpsdato: Status 2016-06-26 Draft Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.: 2015-06-26 Forfatter(e)/Kilde(r): Anne-Laure Szymanski Omhandler (fagområde/emneord): Merknader: Trer i kraft: 2015-06-26 Ansvarlig for utgivelse: Oppdatering: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Lise Heggø Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Laure Szymanski Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST Arne Myhrvold Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland Gradering: Open Status: Draft Side 2 av 39

Innhold 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 4 2.1 Definisjoner og forkortelser... 4 2.2 Bakgrunn... 5 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 6 3 Miljørisikoanalyse... 6 3.1 Metodikk... 6 3.2 Analysegrunnlag... 7 3.3 Resultater... 10 3.4 Konklusjon miljørisiko... 17 4 Beredskapsanalyse... 18 4.1 Ytelseskrav... 18 4.2 Metodikk... 18 4.3 Analysegrunnlag... 20 4.4 Resultat... 27 4.5 Bruk av kjemisk dispergering... 29 4.6 Konklusjon beredskapsanalyse... 30 5 Referanser... 30 App A Blowout scenario analysis... 31 Gradering: Open Status: Draft Side 3 av 39

1 Sammendrag Statoil ASA planlegger boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos i den nordlige delen av Nordsjøen (PL120). Tarvos ligger ca 108 km fra land (Værlandet, Sogn og fjordane). Vanndypet er 380 m. Boringen har planlagt oppstart Q4 2015, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten. Miljørisikoanalysen er gjennomført ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool), fremstilt av DNV og utført av Statoil.Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 34/8-16 S Tarvos er, for alle VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle fire sesonger. Statoil setter krav til 2 NOFO systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer på første system og 9 timer på fullt utbygd barriere 1 og 2. For barriere 3 og 4 settes det krav til en kapasitet tilsvarende 2 kystsystemer og 2 fjordsystemer, med responstid på 15 døgn. Det settes ikke spesifikke krav for barriere 5 ettersom korteste modellerte drivtid til prioriterte områder er mer enn 20 døgn. Ressurser vil imidlertid kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og eventuelt berørte IUAer. 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. Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen. Det skal være et særlig fokus på risikoreduserende tiltak når risikoen er beregnet å være over 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). BOP: Blow Out Preventer 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. Gradering: Open Status: Draft Side 4 av 39

Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netoo miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. 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. OPERAto: Operational Risk Analysis tool. Excel basert metode for å beregne miljørisiko innenfor gitte rammer av utblåsningsrater og varigheter samt oljetype og geografisk beliggenhet. 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. Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde 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. 2.2 Bakgrunn Statoil har i forkant av boreoperasjonen for letebrønn 34/8-16 S Tarvos gjennomført en miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er utført med verktøyet OPERAto, opprinnelig utviklet for Visundfeltet av DNV [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen, og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Gradering: Open Status: Draft Side 5 av 39

2.3 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønn 34/8-16 S Tarvos ligger i Nordsjøen (Figur 2-1). Brønnen ligger ca 108 km fra Værlandet (Sogn og Fjordane). Vanndypet på borelokasjon er 380 m. Avstand til Visundfeltet er 8 km. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q4 2015, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Forventet oljetype er en oljetype av lignende kvalitet som Visund olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1. Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn 34/8-16 S Tarvos vist i forhold til Visund og avstand til land (Værlandet). Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 34/8-16 S Tarvos Letebrønn 34/8-16 S Tarvos Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 61º21'49"N 002º36'16"Ø Vanndyp 380m Borerigg Songa Trym Planlagt boreperiode Q4 2015 Sannsynlighet for utblåsning 1,56 x 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90 Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /døgn) 1200 Oljetype (referanseolje) Visund olje Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn (døgn) 70 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 Gradering: Open Status: Draft Side 6 av 39

Komponenter (VØK er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. OPERAto er et excelbasert verktøy som kan brukes til å beregne miljørisiko for et felt eller en installasjon (ved operasjonelle endringer) og for enkeltoperasjoner (letebrønner, P&A og lignende). Det er flere momenter som må evalueres for å vurdere om et spesifikt OPERAto verktøy kan benyttes til en miljørisikoanalyse av en operasjon: geografisk plassering, oljetype, sannsynlighet for utslipp, rate og varighet, utslippspunkt (havoverflate/sjøbunn) og type operasjon. OPERAto blir utviklet for spesifikke områder/felt, med én gitt oljetype og én gitt utslippslokasjon, og et spekter av utslippsrater og varigheter, sannsynlighetsfordeling for utslippspunkt, og utblåsningssannsynligheter. Beregnet miljørisiko blir presentert i forhold til akseptkriterier. Brukeren (Statoil) kan dermed selv plotte de aktuelle inngangsdataene for en operasjon innenfor de gitte rammene, og få frem sesongvise resultater på oljedrift og miljørisiko umiddelbart. OPERAto ansees som likeverdig med en fullstendig miljørisikoanalyse. OPERAto Visund er basert på data for Visund feltet. Oljedriftsberegningene er gjort fra utslippslokasjon 61º 22 13 N 002º 27 32 Ø og et havdyp på ca 335 m. Oljedriftsberegningene og miljørisikoen er knyttet opp mot en utblåsningsmatrise med åtte utslippsrater og syv utslippsvarigheter, presentert i Tabell 3-1. Utblåsningssannsynlighet per aktivitet, antall aktiviteter per analyseår, spesifikke akseptkriterier, utslippspunkt (fordeling havoverflate/sjøbunn) kan endres innenfor de rammene som er modellert i utgangspunktet. Utslippsrater og varigheter med tilhørende sannsynligheter rundes oppover til nærmeste verdi i eksisterende utblåsningsmatrise for OPERAto Visund. Dette gir en konservativ tilnærming til oljedrift og miljørisiko. Tabell 3-1 OPERAto Visund utblåsningsmatrise Utslippsrate (m 3 /d) Varighet (dager) 100 0,1 200 2 500 5 1250 14 2500 35 3000 98 5000 110 7500 3.2 Analysegrunnlag En utblåsningscenarioanalyse er utført for letebrønn 34/8-16 S Tarvos (se Vedlegg A), denne benyttes som en del av analysegrunnlaget til miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen. 3.2.1 Geografisk lokasjon Letebrønn Tarvos har planlagt borelokasjon 61º21'49"N 002º36'16"Ø. OPERAto Visund har et gyldighetsområde på en 50 km radius fra Visund posisjon. Letebrønn Tarvos ligger ca 8 km i sørøstlig retning fra Visund (Figur 2-1), og er dermed innenfor det geografiske gyldighetsområde til OPERAto Visund. Gradering: Open Status: Draft Side 7 av 39

3.2.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet Letebrønn 34/8-16 S Tarvos er vurdert som en normal letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd s register rapporten (2015) [3] er utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,56 10-4. Brønnen er planlagt boret med Songa Trym, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved dynamisk posisjonering (DP). Songa Trym vil ha BOP plassert på havbunnen og vil ha mulighet for å koble fra og forlate lokasjonen ved en utblåsning. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 10 % for overflateutblåsning og 90 % for sjøbunnsutblåsning. Sannsynlighet for overflateutblåsning: 1,56 10-4 0,10 = 1,4 10-4 Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 1,56 10-4 0,90 = 1,6 10-5 3.2.3 Utblåsningsrater og varigheter Utblåsningsrater og tilhørende sannsynligheter for Tarvos er presentert i Tabell 3-2. Ratene varierer mellom 500 og 1500 Sm 3 /d både for overflate- og sjøbunnsutblåsning. Vektet rate er lik for sjøbunn- og overflateutslipp og er beregnet til 1200 Sm 3 /d. Ratene brukt i OPERAto Visund for Tarvos er presentert i Tabell 3-3, og er rundet opp til nærmeste verdi i utblåsningsmatrisen for OPERAto Visund (ref. Tabell 3-1). Tabell 3-2 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynlighet Tarvos Scenario Sannsynlighet (%) Utblåsningsrate (Sm 3 /d) Overflate Sjøbunn Top penetration 20 300 300 Drilling ahead 40 1400 1400 Tripping 40 1500 1500 Tabell 3-3 Utblåsningsrate med tilhørende sannsynlighet, tilpasset i OPERAto Visund for Tarvos Scenario Sannsynlighet (%) Utblåsningsrate (Sm 3 /d) Overflate Sjøbunn Top penetration 20 500 500 Drilling ahead 40 2500 2500 Tripping 40 2500 2500 Beregnet sannsynlighet for varighet av en utblåsning for letebrønn Tarvos er presentert i Tabell 3-4. Maksimal varighet for en utblåsning er beregnet til 70 døgn. Gradering: Open Status: Draft Side 8 av 39

Sannsynlighet for varighet av en utblåsning brukt som input i OPERAto Visund for Tarvos er presentert i Tabell 3-5. Tabell 3-4 Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid for Tarvos Varighet Overflate-utblåsning Sjøbunns- Varighet Overflate- Sjøbunns- (dager) (%) utblåsning (dager) utblåsning (%) utblåsning 0,5 0,41 0,3 28 0,01 0,02 1 0,13 0,10 35 0,00 0,01 2 0,13 0,11 42 0,00 0,01 5 0,14 0,16 49 0,01 0,02 7 0,04 0,05 56 0,04 0,07 10 0,03 0,05 63 0,02 0,04 14 0,02 0,03 70 0,00 0,00 21 0,02 0,03 Tabell 3-5 Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid, brukt i OPERAto Visund for Tarvos Varighet (døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%) 2 0,67 0,51 5 0,14 0,16 14 0,09 0,13 35 0,03 0,06 98 0,07 0,14 3.2.4 Oljetype Forventet fluid i i reservoarene Tarvos skal bores i er et kondensat som har en tetthet på 775 kg/m3. Basert på tetthet, voksinnhold og asfaltenandel er Visundolje vurdert som referanseoljen for brønnen. OPERATo Visund er også basert på Visundolje. Egenskapene til Visundolje er presentert i Tabell 3-6. Visund er en lett parafinsk råolje som har en relativt høy andel av lette komponenter med begrenset innhold av asfaltener og resiner samt ett middels voksinnhold. Det predikerte fordampningstapet for Visund oljen gir at relativt mye av volumet vil forsvinne grunnet fordampning sammenliknet med andre råoljer. Stivnepunktet til råoljen er relativ sett lavere en andre parafinske oljer i omkringliggende område, men økningen i stivnepunkt med økende forvitring ligger i samme størrelsesorden. Visund oljen har også et tregere vannopptak enn de andre oljene, og det maksimale vannopptaket er ca. 80 % og nås etter ca. 2 døgn på sjø [2]. Tabell 3-6 Egenskaper for Visundolje [2]. Parameter Visund olje Oljetetthet (kg/m 3 ) 791 Maksimalt vanninnhold (vol %) 0 Voksinnhold (vekt %) 2 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,02 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cp) 2 3.2.5 Naturressurser og akseptkriterier Miljørisikoanalysen for letebrønn 34/8-16 S Tarvos er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til OLF veiledning for miljørisikoanalyser. Det er beregnet miljørisiko for sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk og Gradering: Open Status: Draft Side 9 av 39

strandhabitat [2]. En gjennomgående beskrivelse av hvilke VØKer som er brukt i OPERAto for Tarvos kan finnes i miljørisikoanalysen for Visund [1]. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 34/8-16 S Tarvos benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 3-7). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunn 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 3-7 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 1 10-3 Moderat < 2,5 10-4 Betydelig < 1 10-4 Alvorlig < 2,5 10-5 3.3 Resultater 3.3.1 Influensområde 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). Influensområdet (>5 % sannsynlighet for treff av olje i 10x10 km ruter) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos er i de ulike sesongene presentert i Figur 3-1 og Figur 3-2. Gradering: Open Status: Draft Side 10 av 39

3.3.1.1 Treffsannsynlighet av olje på overflaten - overflateutblåsning Overflate Vår Overflate Sommer Overflate Høst Overflate Vinter Figur 3-1 Sannsynlighet for treff ( 5 %) av >1 tonn olje i 10x10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utblåsningsrater 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 oljes drift og spredning innenfor hver sesong. Oljedriftsresultatene er basert på bruk av Visindolje som ligger inne i OPERAtomodellen for Visund. Gradering: Open Status: Draft Side 11 av 39

3.3.1.2 Treffsannsynlighet av olje på overflaten - sjøbunnsutblåsning Sjøbunn Vår Sjøbunn Sommer Sjøbunn Høst Sjøbunn Vinter Figur 3-2 Sannsynligheten for treff ( 5 %) av >1 tonn olje i 10x10 km sjøruter for en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Oljedriftsresultatene er basert på bruk av Visindolje som ligger inne i OPERAtomodellen for Visund. Gradering: Open Status: Draft Side 12 av 39

3.3.1.3 Stranding av olje i kystsone OPERAto Visund oppgir resultater på landpåslag for hver sesongen. Statistikk for stranding er angitt i Tabell 3-8 for sommer- og vinterforhold. Tabell 3-8 Strandingsmengder og drivtid (95-percentil) for letebrønn 34/8-16 S Tarvos. Sesong Strandingsmengde emulsjon (tonn) 95 persentil Korteste drivtid (døgn) 95 persentil Sommer 121 15 Vinter 100 21 OPERAto Visund oppgir ikke resultater for stranding per prioriterte områder. Strandingsresultatene inn til prioritert områdene fra miljørisikoanalysen for Visundfeltet (2014) anses som en konservativ tilnærming for bruk til letebrønnen Tarvos. Statistikk for stranding per prioriterte områder er angitt i Tabell 3-9. Kortest drivtid til de ulike prioriterte områdene er mer enn 20 døgn. Tabell 3-9 Strandingsmengder og drivtid (95-percentil) for prioriterte områder fra Visund MRA (2014), antatt som representative for Tarvos. Prioriterte områder Strandingsmengde emulsjon (tonn) 95 persentil Korteste drivtid (døgn) 95 persentil Sommer Vinter Sommer Vinter Frøya og Froan 43 44 39 25 Runde 18 2 27 35 Sandøy 15 1 26 38 Smøla 12 11 51 44 Stadtlandet 12-39 - Vigra-Godøya 1 0 51-3.3.1.4 Vannsøylekonsentrasjoner OPERAto Visund oppgir ikke resultater for vannsølekonsentrasjoner. Resultatene av konsentrasjonsberegningene som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene fra miljørisikoanalysen for Visundfeltet (2014) anses som en konservativ tilnærming for bruk til letebrønnen Tarvos. Figur 3-3 viser influensområde i vannsøylen for THC-konsentrasjoner 100 ppb per 10 10 km rute (effektgrense for fiskeegg og larver) for alle rater- og varighetskombinasjoner for sjøbunnsutblåsning for Visundfeltet. Det er ingen sannsynlighet for THC konsentrasjoner >100 ppb i vintersesongen gitt en sjøbunnsutblåsning. En overflateutblåsning medfører ikke sannsynlighet for vannsøylekonsentrasjoner >100 ppb per 10 x 10 km rute. Gradering: Open Status: Draft Side 13 av 39

Figur 3-3 Beregnet gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra Visundfeltet i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Open Status: Draft Side 14 av 39

3.3.2 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav Miljørisiko i hver skadekategori for sjøfugl i åpent hav i Nordsjøen og Norskehavet er presentert i Figur 3-3. Høyest miljørisiko er beregnet for vintersesongen og moderat skadekategori (restitusjonstid 1-3 år) med 13 % av akseptkriteriet. Figur 3-4 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos presentert for pelagisk sjøfugl (Nordsjøen og Norskehavet) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger. 3.3.3 Miljørisiko for kystnære VØK Miljørisiko for kystnær VØK er vist i Figur 3-4. Høyest miljørisiko er beregnet for sommersesongen og alvorlig skadekategori (restitusjonstid > 10 år) med 14 % av akseptkriteriet. Figur 3-5 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos presentert for kystnære VØK (Nordsjøen og Norskehavet) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger Gradering: Open Status: Draft Side 15 av 39

3.3.4 Miljørisiko for strandhabitat Miljørisiko for strandhabitat er vist i Figur 3-5. Miljørisikoen er lav (<5 % av akseptkriteriet) for alle skadekategorier og alle sesonger. Figur 3-6 Miljørisiko for strandhabitat forbundet med utblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger. 3.3.5 Miljørisiko for fisk Modellering av tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra Visundfeltet viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene for hverken torsk eller sild. Mulige konsekvenser anses derfor som neglisjerbare, og fisk er ikke tatt med videre i miljørisikoberegningene. Miljørisiko for fisk for letebrønn 34/8-16 S Tarvos er forventet å være sammenlignbar enn referanseanalysen, og dermed neglisjerbare. Gradering: Open Status: Draft Side 16 av 39

3.4 Konklusjon miljørisiko Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos ligger, for alle VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier (Figur 3-6). Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Figur 3-7 Oppsummering av høyest miljørisiko per VØK forbundet med utblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Gradering: Open Status: Draft Side 17 av 39

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 av 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 dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [5]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. 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 [5], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning [6] og NOFO [7]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) Gradering: Open Status: Draft Side 18 av 39

4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) 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). 4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4. 4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon, med kortere drivtid enn 20 døgn til prioriterte områder. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3, 4 og 5. Gradering: Open Status: Draft Side 19 av 39

12 timer 2 timer 4.3 Analysegrunnlag 4.3.1 Oljens egenskaper Visundolje er ansett som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 34/8-16 S Tarvos. Se kapitell 3.2.4 for oljens egenskaper. Forvitringsegenskaper for Visundoljen ved ulik vind og temperatur er angitt i Tabell 4-1. Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper til Visundolje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter [4] Time Parameter - Visundolje Vinter 5ºC - 10 m/s Sommer 15ºC - 5 m/s Fordampning (%) 42 40 Nedblanding (%) 10 1 Olje på overflate (%) 47 59 Vanninnhold (%) 49 31 Viskositet av emulsjon (cp) 420 75 Fordampning (%) 51 52 Nedblanding (%) 27 4 Olje på overflate (%) 22 44 Vanninnhold (%) 79 48 Viskositet av emulsjon (cp) 1800 320 4.3.1.1 Mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk (Nordvik et.al., 1992) viser at risikoen for betydelig lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Visund emulsjonen vil kunne ha viskositeter under denne grensen opptil 5 døgn ved 2 m/s vind. Ved 15 m/s forventes betydelig lenselekkasje i opptil 9 timer etter utslippspunktet. Det forventes god tilflyt til overløpsskimmer og oppsamlingseffektiviteten forventes å være høy etter at viskositeten til emulsjonen har passert 1000 cp. Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Visundolje [4] Viskositet Visund (2009) [4] Sommerforhold (15 ºC - 5m/s) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Tid (timer) Tid (døgn) 1 3 6 9 12 1 2 3 4 5 Viskositet < 1.000cP risiko for lekkasje under lensa Viskositet mellom 1.000 og 15.000cP Viskositet > 15.000cP bruk av HiVisc skimmer anbefalt 4.3.1.2 Kjemisk dispergerbarhet Det er ikke utført dispergerbarhetstesting for Visund oljen i dette studiet. Men oljen vil ut fra sine egenskaper ha et potensiale for effektiv bekjempelse med dispergeirngsmiddel. 4.3.2 Utslippsscenarier Tabell 4-3 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 34/8-16 S Tarvos. Gradering: Open Status: Draft Side 20 av 39

Tabell 4-3 Utslippsscenarier for letebrønn 34/8-16 S Tarvos Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 1200 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 70 døgn) Dimensjonerende (vektet) utblåsningsrate for 34/8-16 S Tarvos Middels utslipp - 2000 m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Mindre utslipp - 100 m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering 4.3.3 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 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under 15000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. Funksjonene som er områdespesifikke for 34/8-16 S Tarvos er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5]. Gradering: Open Status: Draft Side 21 av 39

4.3.3.1 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 34/8-16 S Tarvos (region 3) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4. Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 34/8-16 S Tarvos er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 36 % 68 % 89 % 49 % 61 % Gradering: Open Status: Draft Side 22 av 39

4.3.3.2 Bølgeforhold 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 10 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 34/8-16 S Tarvos. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 34/8-16 S Tarvos (Stasjon 10) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 44 % 62 % 76 % 56 % 59 % Kystvakt-system 30 % 50 % 68 % 43 % 48 % Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 34/8-16 S Tarvos (Stasjon 10) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 67 % 87 % 99 % 82 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 67 % 87 % 99 % 82 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 45 % 73 % 95 % 63 % Gradering: Open Status: Draft Side 23 av 39

4.3.3.3 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 4-7 Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-8. Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 4-7 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % Tabell 4-8 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3. Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 % Gradering: Open Status: Draft Side 24 av 39

4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per juni 2015 [7]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen, Tabell 4-9. Tabell 4-10 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per juni 2015 [7] Tabell 4-9 Avstander fra oljevernressurser til 34/8-16 S Tarvos benyttet i analysen Oljevernressurser Avstander fra 34/8-16 S Tarvos (nm) Stril Herkules - Tampen 24 Ocean Alden - Gjøa 37 Havila Troll - Troll 45 Esvagt Stavanger - Oseberg 48 Stril Power - Balder 124 Mongstad NOFO Base 80 Stavanger NOFO Base 175 Måløy 81 Kleppestø 124 Haugesund 143 Gradering: Open Status: Draft Side 25 av 39

Tabell 4-10 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [7] 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 Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 1 time Balder: 6 timer Oseberg: 1 time Troll: 1 time Tampen: 1 time Haltenbanken: 1 time Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 1 time Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time 4.3.5 Influensområder og stranding Resultatene fra oljedriftssimuleringene for Tarvos basert på OPERAto Visund viser at 95-persentilen av korteste drivtid inn til land er 16 døgn (om sommeren). 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 98 tonn (om sommeren). Ingen av de prioriterte områdene i influensområdet har stranding med korteste drivtid under 20 døgn. Gradering: Open Status: Draft Side 26 av 39

4.4 Resultat 4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 For 34/8-16 S Tarvos er systembehov beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-11), middels utslipp (Tabell 4-12) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-13). Tabell 4-11 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Sommer 15 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) 100 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 42 40 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 10 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 48 59 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 49 31 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 94 86 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 4200 75* Behov for NOFO-systemer 1 1 *Viskositet er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet Tabell 4-12 Antall systemer ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 5 C 10 m/s Sommer 15 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) 2000 2000 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 42 40 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 10 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 960 1180 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 49 31 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 1882 1710 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 4200 75* Behov for NOFO-systemer 2** 2** *Viskositet er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet ** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det inn behov for 2 NOFO systemer. Gradering: Open Status: Draft Side 27 av 39

Tabell 4-13 Beregnet beredskapsbehov ved dimensjonerende hendelse for 34/8-16 S Tarvos i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) 1200 1200 Tetthet (Kg/Sm 3 ) 791 791 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 42 40 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 10 1 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 576 708 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 49 31 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) 1129 1026 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 420* 75* Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 1 1 Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 745 272 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 380 188 Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 51 52 Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 27 4 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 281 160 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 79 48 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) 1339 307 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 1800 320* Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 1 1 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 2 2 *Viskositet er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet Basert på dimensjonerende scenario for 34/8-16 S Tarvos er det beregnet et behov for 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 (vinter og sommer) for å håndtere dimesjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. Viskositeten for Visundolje er lav de første timene ved sommerforhold, det er forventet at det kan ta noe tid før viskositeten overskrider 1000 cp (lensetap). Dette kan medføre at mekanisk oppsamling ikke vil være egnet responsmetode på fersk olje før den emulgerer. Derfor vil de primære beredskapstiltakene ved et akutt utslipp om sommeren være overvåking og fjernmåling, samt miljøundersøkelser. Krav til første NOFO system med slepefartøy er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 9 timer. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell 4-14. Tabell 4-14 Eksempel på disponering av oljevernressurser i barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse ved 34/8-16 S Tarvos Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm) Responstid OR-fartøy/slepefartøy Responstid inkl. utsetting av lenser (1 time) Stril Herkules Tampen 24 3 timer OR-fartøy Daughter craft frem til Redningsskøyte fra Måløy kan være på lokasjon (7 timer) 5 timer Havila Troll Troll 45 4 timer OR-fartøy 9 timer slepefartøy, Redningsskøyte Kleppestø 9 timer Gradering: Open Status: Draft Side 28 av 39

4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 77 tonn om vinteren og 98 tonn om sommeren. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 5 tonn/døgn for vinterhalvåret og 2 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Visundolje. Tabell 4-15 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 34/8-16 S Tarvos Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 15 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 100 121 Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 34 73 Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 66 32 Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 17 37 Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 55 20 Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 6 3 Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 1 1 Samlet barriereeffektivitet i barriere 3 (%) 21 60 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm 3 /d) 5 1 Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 1 1 Antall prioriterte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn) 0 0 Behov for kystsystemer i barriere 3 1 1 Behov for fjordsystemer i barriere 4 1 1 Det settes krav til en kapasitet tilsvarende 2 Kystsystem (type A eller B) og 2 Fjordsystem (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 34/8-16 S Tarvos. Responstiden er satt til 15 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. Ingen av de prioriterte områdene i influensområdet har stranding med korteste drivtid under 20 døgn. 4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Korteste drivtid til land for de prioriterte områdene er lenger enn 20 døgn, det settes dermed ikke spesifikke krav til beredskapsressurser for barriere 5. Ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. 4.5 Bruk av kjemisk dispergering Mulighet for bruk av kjemisk dispergering som del av bekjempelsesstrategien skal vurderes iht NEBA-prinsippet. Tabell 4-16 viser aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til Tarvos. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon skal alltid testes in situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering er et aktuelt beredskapstiltak. Dispergerbarhet til Visundoljen er ikke undersøkt gjennom forvitringsstudiet. Gradering: Open Status: Draft Side 29 av 39

Bruk av kjemisk dispergering i en aksjon skal alltid vurderes med hensyn til observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold. Det vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og for å forhindre landpåslag. Tabell 4-16: Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet Oljevernressurs Lokasjon Responstid Stril Herkules Tampen 5 timer Havila Troll Troll 5 timer Esvagt stavanger Oseberg 5 timer 4.6 Konklusjon beredskapsanalyse Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos er oppsummert i Tabell 4-17. Det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 9 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 2 Kystsystemer og 2 Fjordsystemer med responstid på 16 døgn. For barriere 5 settes det ingen spesifikke krav, ressurser kan mobiliseres ved behov. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA. Tabell 4-17 Statoils krav til oljevernberedskap for boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 9 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 2 Kystsystemer og 2 Fjordsystemer, responstid på 15 døgn Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Ingen spesifikke krav. Ressurser mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAer. Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 Referanser [1] DNV (2014) OPERAto Visund. Rapport nr 2014-0276 [2] OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) Revisjon 2007. Rapport nr: 2007-0063 [3] Statoil (2015) Blowout Scenario Analysis exploration well Tarvos (34/8-16) [4] Sintef (2009) Visund Egenskaper og forvitring på sjøen relatert til beredskap. Rapport nr: STF10361 [5] Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel [6] Norsk olje og gas (2013) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Revisjons nr: 04 / 16.08.2013 [7] NOFOs nettsider - www.nofo.no Gradering: Open Status: Draft Side 30 av 39

App A Blowout scenario analysis Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Tarvos (34/8-16 S) Alexander Solberg, TPD TEX SST ST Fornebu, 24 th June 2015 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Tarvos (34/8-16 S). 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 1.6 10-4. The oil blowout rates range between 300 and 1500 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 0.4 % probability. Probability top/ sub Topside 0,10 Subsea 0,90 Rate (Sm3/d) 300 Probability distribution - duration 2 5 14 35 70 Scenario probability 1400 0.4 1500 0.66 0.14 0.09 0.03 0.07 0.4 Average = 1200 300 1400 0.4 1500 0.49 0.16 0.14 0.06 0.15 0.4 Average = 1200 0.2 0.2 1 Introduction Statoil is planning to start drilling the Tarvos (34/8-16 S) exploration wells during the Q3 2015 in the Norwegian Sea. The semi-submersible drilling rig, Songa Trym, 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 SST ST and in dialogue with the project. Gradering: Open Status: Draft Side 31 av 39

2 Well specific information Water depth at well location is 378 meters MSL. The distance RT-MSL of Songa Trym is 25 meters. The main target of the well is to test the presence of a commercial hydrocarbon accumulation in the Lomvi (primary), Lunde (secondary) and DeCo (secondary) sst formations.. A 13 3/8 casing will be set at 2100 meters TVD RKB. A 9 5/8 liner will be set at 2975 meters MD RKB. The reservoir will be penetrated in the 8 ½ diameter section. Total depth will be at about 3751 meters TVD RKB. The reservoir has a GOR of 10,000 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. Table 1: Expected reservoir parameters for Tarvos, ref /3/ Reservoir Data Unit Reservoir 1 Reservoir 2 Reservoir 3 Name Lomvi Lunde Deco Top reservoir m TVD MSL 3475 3170 3045 Gas Water Contact (GWC) m TVD MSL 3608 3318 3192 (3170) Net pay m TVD 75.8 42.9 79.4 (67.5) Net/Gross ratio 0,57 0,29 0,54 Porosity v/v 0,16 0,15 0,18 Permeability md 10 11 50 Kv/kh ratio 0,5 0,3 0,3 Pressure at top of reservoir bar 528 487 456 Temperature at top of reservoir C 128 116 114 Reservoir radius (re) m - - - Reservoir length along well (X) m 2255 600 1400 Reservoir width across well (Y) m 1560 600 1400 X-position of well within reservoir m 780 300 350 Y-position of well within reservoir m 660 300 600 Discovery probability % 32 25 35 Gradering: Open Status: Draft Side 32 av 39

Table 2: Fluid properties for the expected Tarvos reservoir, ref /3/. Fluid data Unit Reservoir 1 Reservoir 2 Reservoir 3 Reference field/well for fluid properties 34/8-17S 34/8-17S 34/8-17S FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Gas gravity sg 0,61 0,61 0,61 Condensate density kg/m3 775 775 775 FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Gas/cond Gas/cond Gas/cond Gas density g/cc 0,25 0,24 0,23 Gas Viscosity cp 0,03 0,03 0,03 GOR / GCR (Single Flash) Sm3/Sm3 10000 10000 10000 Formation Volume Factor Gas, Bg Rm3/Sm3 0,00351 0,00351 0,00351 Gradering: Open Status: Draft Side 33 av 39

3 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 LR Consulting /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Tarvos is gas, a gas blowout frequency is used below; P(blowout exploration wild cat, gas well) = 1,56 10-4 per well The frequency relate to an average gas exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section which is the case for Tarvos (34/8-16 S). Songa Trym 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) = 1,56 10-4 0,90 = 1.4 10-4 P(blowout with surface release) = 1,56 10-4 0,10 = 1.6 10-5 Gradering: Open Status: Draft Side 34 av 39

4 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 TEX SST ST, 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 8 ½ reservoir section Section 8 ½ Scenarios Scenario probability Blowout rates, Surface (Sm3/d) Blowout rates, Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% 300 300 Drilling ahead 40% 1400 1400 Tripping 40% 1500 1500 Expected rate*: 1200 1200 *) Rounded off to nearest tenth. 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/. Gradering: Open Status: Draft Side 35 av 39

5 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 /3/ Time to: - make decisions - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations - drilling, incl. 12 ¼ - geomagnetic steering into the well* - killing the well* Minimum: Most likely: Maximum: 1 1 2 3 7 12 22 30 38 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 34 and 77 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 54 days. A probability distribution is presented in Figure 1. Gradering: Open Status: Draft Side 36 av 39

Probability 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 42 49 56 63 70 Time to Drill a Relief Well (days) Figure 1: 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 0.011 0.023 7 0.038 0.052 56 0.037 0.073 10 0.031 0.048 63 0.023 0.044 14 0.021 0.037 70* 0.002 0.004 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 2. In Figure 3 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Gradering: Open Status: Draft Side 37 av 39

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 2: Blowout duration described by probability distributions Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions 6 References /1/ SINTEF: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2014, report SINTEF F26576, 30 December 2014. /2/ LR Consulting: Blowout and Well Release Frequencies based on Sintef Offshore Blowout Database 2014, report no 19.101.001-8/2015/R3, rev Final, 17 March 2015. Gradering: Open Status: Draft Side 38 av 39