Beredskapsanalyse for letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord

Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 1 of 32

Title: Beredskapsanalyse Document no. : Contract no.: Project: Classification: Open Expiry date: Distribution: Open Status Final Distribution date: : Copy no.: 04.01.2016 Author(s)/Source(s): Stine Kooyman Subjects: Remarks: : Updated: Responsible publisher: Authority to approve deviations: Techn. responsible (Organisation unit / Name): TPD R&T FT SST ERO Stine Kooyman Date/Signature: X Responsible (Organisation unit/ Name): TPD R&T PTC EC Arne Myhrvold Date/Signature: X Approved by (Organisation unit/ Name): TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen Date/Signature: X Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 2 of 32

Innholdsfortegnelse 1 Innledning... 4 1.1 Bakgrunn... 4 1.2 Aktivitetsbeskrivelse... 5 1.3 Definisjoner og forkortelser... 6 2 Metode... 7 2.1 Ytelseskrav... 7 2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer... 8 2.3 Dimensjonering av barrierene... 9 2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav... 9 2.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone... 9 2.3.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing... 9 3 Resultater... 10 3.1 Utslippsscenarier... 10 3.2 Wisting oljens egenskaper... 10 3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling... 11 3.2.2 Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering... 11 3.2.3 Operasjonslys ved letebrønn Gemini Nord... 11 3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Gemini Nord... 12 3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger... 13 3.4 Influensområder og stranding... 15 3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2... 16 3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4... 18 3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5... 18 3.8 Bruk av kjemisk dispergering... 18 3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner... 19 3.1 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak... 19 3.2 Særlige hensyn... 20 4 Konklusjon... 21 5 Referanser... 23 Appendiks A... 24 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 3 of 32

Oppsummering Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 15 timer. Kjemisk dispergering er ikke egnet for referanseoljen til brønnen, men potensiale for dispergering vil testes ut for aktuell olje. For barriere 3 og 4 stilles det krav til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Da borelokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å hindre at olje strander. For barriere 5 stilles det ikke spesifikke krav til beredskap, da drivtid til Bjørnøya ansees som lang nok til å kunne mobilisere ytterligere ressurser og utstyr etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord er oppsummert i tabellen under. Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO-systemer Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 15 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forekommer stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i andre/tredje kvartal 2017. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold, effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategier for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 4 of 32

vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Net Environmental Benefit Analysis». NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7325/4-1 Gemini Nord er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen [1]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Gemini Nord. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring. 1.2 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7325/4-1 Gemini Nord skal bores i Barentshavet (Figur 1-1). Vanndybden på borelokasjon er 449 m og korteste avstand til land er 200 km, til Bjørnøya og 275 til fastlandet, Magerøya i Nordkapp kommune. Boringen er planlagt med oppstart i løpet av andre/tredje kvartal 2017. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Enabler. Riggen vil bruke dynamisk posisjonering (dp) under boreoperasjonen. Hovedformålet med letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord er å undersøke hydrokarbonforekomster i formasjonene Realgrunnen og Upper Snadd. Forventet oljetype er tilsvarende Wisting basert på forventede fluidegenskaper og nærhet. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 5 of 32

Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord. Korteste avstand til land er ca 200 km til Bjørnøya, og 275 km til fastlandet (Magerøya i Nordkapp kommune). Figuren er hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1]. Tabell 1-1 Basisinformasjon Letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 73 38'N 025 10'Ø Vanndyp 449 m Borerigg Songa Enabler Planlagt boreperiode Q2/Q3 2017 Sannsynlighet for utblåsning 1.3 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90 Vektet utblåsningsrate Overflate: 1200 m 3 /døgn Sjøbunn: 400 m 3 /døgn Totalt: 480 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Wisting (845 kg/ m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 63 døgn boring av avlastningsbrønn) 1.3 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 6 of 32

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 Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. OSRL: Oil Spill Response Limited 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. Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde 2 Metode 2.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [4]. 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. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 7 of 32

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. 2.2 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 benyttes 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 15000 cp). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2]. 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) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 8 of 32

2.3 Dimensjonering av barrierene 2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall NOFO-systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. Separate beregninger er gjort for vinterog sommersesong. 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 forvitret 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). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene. 2.3.2 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 land. 2.3.3 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 innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Når korteste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 9 of 32

barriere 5. Basert på erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer. 3 Resultater 3.1 Utslippsscenarier Tabell 3-1 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord. Tabell 3-1 Utslippsscenarier Type utslipp Oljetype Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 480 m 3 /døgn Wisting Vektet utblåsningsrate fra 7325/4-1 Gemini Nord (se Appendiks A) Middels utslipp 2000 Wisting Eksempelvis lekkasje fra brønn m 3 punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 punktutslipp Wisting Eksempelvis lekkasje fra brønn 3.2 Wisting oljens egenskaper Wisting olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Wisting olje i 2015 [5]. Forvitringsstudien er gjennomført for to temperaturer, 1 og 5 C. Dette er realistiske temperaturer også for Gemini Nord lokasjonen. Overflatetemperaturen i sjøen i Gemini Nord området varierer mellom 0,5 og 6 C gjennom året. Fra juli til oktober er temperaturen rundt 5 grader, mens den for øvrige måneder ligger rundt 1-2 C. [6] Wisting olje er en middels tung olje (845 kg/m3 v/15.5 C) med lavt innhold av asfaltener og medium voksinnhold sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Wisting olje er vist å danne stabile emulsjoner relativt raskt. Vanninnholdet i emulsjonen er relativt lavt. Emulsjonsbryter er forventet å ha svært liten effekt på oljen med tanke på lagring av forvitret olje på tanker. Viskositeten er i utgangspunktet lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene (3.2.1). Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid, også ved lave vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60 C etter 5 til 12 timer avhengig av vindstyrke (for både 1 C og 5 C), lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker. Forvitringsegenskaper for Wisting olje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 1 C og sommertemperatur til 5 C i studien. Gjennomsnitt av vindstyrker ved Gemini Nord ligger rundt 5 m/s i sommermånedene og rundt 10 m/s i vintermånedene [6]. Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Wisting olje ved 2 og 12 timer, ved vinter- og sommerforhold Timer Parameter Wisting Vinter, 1 ºC 10 m/s Sommer, 5 ºC 5 m/s Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 10 of 32

12 timer 2 timer Beredskapsanalyse vind vind Fordampning (%) 6 5 Nedblanding (%) 18 3 Vanninnhold (%) 54 27 Viskositet av emulsjon (cp) 1320 315 Gjenværende olje på overflate (%) 76 92 Fordampning (%) 15 13 Nedblanding (%) 32 0 Vanninnhold (%) 57 56 Viskositet av emulsjon (cp) 3830 2800 Gjenværende olje på overflate (%) 53 87 3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensen er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Emulsjon av Wisting olje vil ha viskositeter over 1000 cp etter ca 5 timer ved sommerforhold og etter ca 2 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for Hi-visc skimmere den første uken på sjø for Wisting olje. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Wisting olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet. Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Wisting olje Vinterforhold (1 ºC - 10m/s) Sommerforhold (5 ºC - 5m/s) Tid (timer) Tid (døgn) 1 2 5 12 1 2 3 4 5 Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensen Viskositet mellom 1000 og 15000 cp Viskositet > 15000 cp bruk av HiVisc skimmer anbefalt 3.2.2 Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering Emulsjonen til Wisting olje er vist å ha svært dårlig potensiale for kjemisk dispergering, og at det ikke er en relevant bekjempelsesstrategi for denne oljetypen [5]. Ved et eventuelt utslipp vil det uansett bli gjennomført testing for kjemisk dispergerbarhet med bruk av Sintefs prøvetakingskoffert. 3.2.3 Operasjonslys ved letebrønn Gemini Nord Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 3-1. For letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-4. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 11 of 32

Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 3-4 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 % 3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Gemini Nord Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 3-2. Stasjon 27 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-6. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 12 of 32

Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 3-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7325/4-1 Gemini Nord (Stasjon 27) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 47 % 64 % 77% 61 % 62 % Kystvakt-system 38 % 55 % 70 % 51 % 53 % Tabell 3-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7325/4-1 Gemini Nord (Stasjon 25) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 73 % 89 % 99 % 87 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 73 % 89 % 99 % 87 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 56 % 79 % 96 % 74 % 3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per november 2016 [4], og inkluderer endringer i posisjoner gjeldende fra Q3 2016. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-7. Tabell 3-8 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 13 of 32

Figur 3-3 NOFOs utstyrsoversikt per desember 2016 Tabell 3-7 Avstander fra oljevernressurser til 7325/4-1 Gemini Nord benyttet i analysen. Oljevernressurser Avstander fra 7325/4-1 Gemini Nord (nm) Beredskapsfartøy på borelokasjon 0 Esvagt Aurora (Goliat) 151 Stril Poseidon 636 Forsyningsfartøy på lokasjon* 364 Ocean Alden 879 Stril Herkules 915 Stril Merkur 911 Esvagt Stavanger 1013 Sandnessjøen NOFO-base 555 Kristiansund NOFO-base 742 Mongstad NOFO-base 912 Stavanger NOFO-base 1027 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 14 of 32

Hammerfest NOFO-base 182 Redningsskøyte Sørvær 192 Redningsskøyte Båtsfjord 203 Redningsskøyte Vadsø 280 *Det vil være et forsyningsfartøy på lokasjon, avstanden er satt på basis av at ved en eventuell hendelse må fartøyet inn til Hammerfest for å laste/losse oljevernutstyr og trenet NOFO personell (her er avstand t/r Hammerfest) Tabell 3-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9] Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) 10 timer 30 timer 48 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 36 timer 1 time 3.4 Influensområder og stranding Korteste drivtid til land (Bjørnøya) er 38 døgn og største strandet emulsjonsmengde er 14 tonn om vinteren og 7 tonn om sommeren (95 persentil), vist i Tabell 3-9. Dimensjoneringen av barriere 5 benytter seg av strandingsmengdene inn til hvert enkelt prioriterte område med drivtid kortere enn 20 døgn. Det er ikke kortere drivtid enn 20 døgn inn til noen av Statoils prioriterte områder. Tabell 3-9: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land (Bjørnøya) for letebrønnen 7325/4-1 Gemini Nord gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter 100 156 657 231 305 12,2 14,6 17,1 15,3 95 7 4 6 14 54,5 54,9 51,9 38,7 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 15 of 32

3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 For letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-14), middels utslipp (Tabell 3-15) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 480 m3/d (Tabell 3-16). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Statoil vil også kunne disponere det dedikerte forsyningsskipet for leteoperasjonen til beredskapsformål. Responstider er verifisert av NOFO. Tabell 3-10 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 1 C - 10 m/s vind Sommer 5 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) 100 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 76 92 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 54 27 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 165 126 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 1320 315* Behov for NOFO-systemer 1 1 *Ved viskositeter under 1000cP vil man kunne påregne et tap av olje under lense Tabell 3-11 Beregnet systembehov ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 1 C 10 m/s Sommer 5 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) 2000 2000 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 18 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 1520 1840 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 54 27 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 3304 2521 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 1320 315* Behov for NOFO-systemer 2 2 *Ved viskositeter under 1000cP vil man kunne påregne et tap av olje under lense Tabell 3-12 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 7325/4-1 Gemini Nord i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 480 m 3 /d Vinter Sommer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 16 of 32

Parameter 5 C - 10 m/s 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) 480 480 Tetthet (Kg/Sm 3 ) 845 845 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 6 5 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 18 3 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 365 442 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 54 27 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) 793 605 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 1320 315* 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) 497 138 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 228 101 Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 15 13 Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 32 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 176 96 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 57 57 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) 409 217 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 3830 3640 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 *Ved viskositeter under 1000cP vil man kunne påregne et tap av olje under lense Basert på dimensjonerende scenario for 7325/4-1 Gemini Nord er det beregnet et behov for 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. 2 slepefartøy vil ligge på lokasjon. Krav til første NOFO system er satt til 2 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 15 timer. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 17 of 32

3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde gitt en utblåsning, er 14 tonn om vinteren og 7 tonn om sommeren. Korteste drivtid til land er 38,7 døgn om vinteren og 54,4 døgn 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 1,4 tonn/døgn for vinterhalvåret og 0,7 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Wistingolje. Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (14 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Kapasiteten for større systemer er betydelig større enn tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. 3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Det forekommer ikke stranding i prioriterte områder innen 20 døgn. Det stilles derfor ikke spesifikke krav til strandrensing. Det vurderes at det innen 20 døgn vil kunne mobiliseres ytterligere ressurser ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Gemini Nord innen 38 døgn. 3.8 Bruk av kjemisk dispergering Referanseoljen Wisting olje har et svært dårlig potensiale for kjemisk dispergering. Ved et utslipp vil uansett dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak for den aktuelle oljen. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering for aktuell oljetype, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold.. Vurderingene skal gjøres i henhold til NEBA prinsippet (Net Environmental Benefit Analysis). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is: International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) Arctic Oil Spill Response Technology Joint Industry Programme. (2012-2016), Joint Industry Program to Evaluate Biodegradation and Effects of Dispersed Oil in Arctic Marine Environments (2009-2011), Joint Industry Program on Oil in Ice (2006-2009). Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 18 of 32

at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [6,7]. Tabell 3-13 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Statoil har også tilgang til OSRLs globaelager som består av 5000 m 3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). Tabell 3-13 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene. Oljevernressurs Lokasjon Responstid Esvagt Aurora Goliat 15 timer NOFO base (Troms Pollux) Hammerfest 24 timer Stril Poseidon Haltenbanken 38 timer NOFO base Kristiansund 64 timer Ocean Alden Gjøa 68 timer 3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner Statoil stiller krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt med oljedetekterende radar og IR kamera, og at det er etablert rutiner for å oppdage olje og kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. I tillegg til oljedetekterende radar og IR kamera vil det være mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder. Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon. Kystverkets overvåkningsfly LN- KYV vil bli benyttet under boreoperasjonen og under en evt hendelse. SAR helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene. 3.1 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye av oljemengden på overflaten som reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3-14 viser eksempel for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning fra 7325/4-1 Gemini Nord. Tabellen viser at oljevernberedskapen er et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling i barriere 1 og 2 med 2 havgående systemer er forventet å ha en effektivitet på 49% om vinteren og 86% om sommeren. Tabell 3-14 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 7325/4-1 Gemini Nord. Vinter (1 C - 10 m/s vind) Sommer (5 C - 5 m/s vind) Utstrømningsrate (m 3 /d) 480 480 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 19 of 32

Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 2 Havgående opptakssystem - NOFO 2 Havgående opptakssystem - NOFO Emulsjonsmengde ut av barriere 2 (m 3 /d)* 333 136 Emulsjonsmengde på overflaten uten oljevernberedskap i B1 B2 (m 3 /d) 653 976 Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 49 % 86 % * tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak 3.2 Særlige hensyn Bjørnøya Det er i barriere 1 og 2 dimensjonert med 2 NOFO systemer. Dimensjonerende utblåsningsrate på Gemini Nord er lav (480 m 3 /døgn) og kapasiteten for 2 NOFO-systemer er 4800m 3 /døgn, dette betyr at man vil ha god robusthet i forhold til å bekjempe olje vår/sommerstid, da effektiviteten i denne sesongen er høyere. I barriere 3 og 4 dimensjoneres det med havgående systemer (NOFO-systemer/ettbåtssystemer), da borelokasjon er langt til havs. Dette betyr også at man har god opptakskapasitet i forhold til oljemengdene som forventes inn mot land, og Statoil vurderer at dette gir god mulighet for å hindre stranding. For barriere 5 stilles det derfor ikke spesifikke krav da det vurderes at man vil klare å bekjempe olje på åpent hav. Ved en eventuell hendelse vil det foregå kontinuerlig overvåkning av oljens drivbane, samt av operasjonene offshore og det vurderes derfor at man vil ha god nok tid (iht korteste drivtid til Bjørnøya 38 døgn) til å mobilisere ressurser for strandrensing iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Gemini Nord. Det er laget en egen strategiplan for Bjørnøya, som er et prioritert område for Statoil. Planen ble laget i 2015, og vil gjennomgås på nytt forut for boring for å sikre at de vurderingene som ligger til grunn fremdeles er gjeldende. Strategiplanen vil komme som et tillegg til Brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7325/4-1 Gemini Nord. Ice management Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn Gemini Nord boret på sommerstid kan treffe sjøis. En oljevernaksjon i is er derfor ikke et sannsynlig scenario. Det vil likevel gjennomføres isovervåkning i forkant og under boreoperasjonen og en «ice management plan» vil etableres. I henhold til lisenskravene vil ikke boreoperasjon startes dersom det er registrert is nærmere enn 50 km fra brønnlokasjon. Værforhold Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noen grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne boreoperasjonen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke. Forekomst av tåke kan forventes å føre til redusert effektivitet av en oljevernaksjon og Statoil har i barriere 3 og 4 valgt å benytte seg av større havgående systemer enn det som vanligvis benyttes (kyst og fjord systemer). Kapasiteten for større systemer er betydelig større enn tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 20 of 32

Polarfront Polarfrontens beliggenhet vil variere gjennom året og mellom år, og en kan ikke utelukke at et eventuelt oljeutslipp fra letebrønn Gemini Nord vil kunne nå polarfronten. Dette er et område hvor det kan være større konsentrasjoner av biologiske ressurser både i vannsøylen og på overflaten. Ved et eventuelt utslipp vil Statoil ha fokus på polarfronten og gjennomføre en oljevernaksjon med formål om å mest effektivt beskytte biologiske ressurser i dette området. I første omgang vil det være å bekjempe oljen nær kilden, men det kan også være aktuelt med særlig innsats i polarfront området om olje skulle havne her og det observeres særlige konsentrasjoner av f.eks sjøfugl her. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres dersom det observeres høye konsentrasjoner av sjøfugl. 4 Konklusjon Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7325/4-1 Gemini Nord er oppsummert i Tabell 4-1. Det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 15 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (14 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forekommer stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Gemini Nord innen 38 døgn. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere for 7325/4-1 Gemini Nord Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO-systemer Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 15 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (14 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forekommer stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 21 of 32

Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 22 of 32

5 Referanser 1. DNV GL (2016), Miljørisikoanalyse (MRA) i PL855 i Barentshavet 2. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. 3. Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. 4. NOFOs nettsider www.nofo.no 5. Torske og Wasbotten (2015). Oil Weathering studies of Wisting oil at 1 C and 5 C.Akvaplan niva report 7428-02. 6. Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013; The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp. 2284-2300. 7. McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e84297. doi:10.1371/journal.pone.0084297 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 23 of 32

Appendiks A Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Gemini Nord Kari Apneseth & Alexander Solberg, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, October 24 th, 2016 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Gemini Nord. 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 1.3 10-4 for Gemini Nord. The oil blowout rates range between 100 and 1700 Sm 3 /d for Gemini Nord. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a 1,5 % probability. The results for Gemini Nord are shown below: Probability top/ sub Topside 0,10 Subsea 0,90 Rate (Sm3/d) 300 Probability distribution - duration 2 5 14 35 63 Scenario probability 1100 0.4 1700 0,522 0,189 0,140 0,047 0,103 0.4 Average = 1200 100 400 0.4 500 0,403 0,188 0,179 0,076 0,154 0.4 Average = 400 0.2 0.2 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 24 of 32

6 Introduction Statoil is planning to start drilling Gemini Nord exploration well in the Barents Sea. The well will be drilled by the semisubmersible Songa Enabler. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Input from the project /4/ Judgements and considerations in TPD RT FT SST TSW and in dialogue with the project. 7 Well specific information Water depth at well location is 449 meters MSL. The distance RT-MSL is 32 meters. The objective of the wells is to test the Realgrunnen and Upper Snadd formation for hydrocarbons. According to the well design a 13 3/8 casing will be set above the reservoirs. The setting depth will be at approximately 703 meters MD RKB. Top target will be at 743 meters MD RKB for Realgrunnen and 812 meters MD RKB for Upper Snadd. Total depth will be at about 1132 meters MD RKB. Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 and Table 2 below. Table 2: Reservoir data for Gemini Nord Reservoir Data Unit Realgrunnen Upper Snadd Top reservoir m TVD MSL 743 812 Gas Oil Contact (GOC) m TVD MSL - - Oil Water Contact (OWC) m TVD MSL 762 822 Net gas bearing formation thickness along wellpath m MD 0 0 Net oil bearing formation thickness along wellpath m MD 16.5 8 Net/Gross ratio 0.87 0.8 Porosity % 0.22 0.26 Permeability 1 md 1300 100 Kv/kh ratio 0.75 0.3 Pressure at top of reservoir bar 82 88 Temperature at top of reservoir C 17 19 Reservoir length along well (X) m 2200 2200 1 Describe permeability estimate in chapter 2.1 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 25 of 32

Reservoir width across well (Y) m 1800 1800 X-position of well within reservoir m 1100 1100 Y-position of well within reservoir m 900 900 Discovery probability % 7 7 Table 3: Fluid type prognosis for Gemini Nord Fluid data Unit All Reservoirs Reference field/well for fluid properties (sample no in brackets) - Wisting oil FLUID PROPERTIES AT STANDARD CONDITIONS (1.013 bar, 15 C) Oil density kg/m3 0.8455 Gas gravity sg 0.718 FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond oil Gas density g/cc - Oil / Condensate density g/cc 0.808 Gas Viscosity cp - Oil Viscosity mpas 4.4 GOR / GCR (Single Flash) Sm3/Sm3 37.5 Formation Volume Factor Oil, Bo Rm3/Sm3 1.082 Bubble point pressure (Pbp) bar 67.6 Formation Volume Factor Gas, Bg Rm3/Sm3 - Dew point pressure (Pdp) Bar - Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 26 of 32

8 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in LRC /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is oil, an oil blowout frequency is used below. The main well is evaluated to be a wildcat well; Frequency: P(blowout, wildcat exploration, oil well) = 1.29 10-4 per well The frequency relates to an average 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, and is considered applicable for Gemini Nord. Songa Enabler or similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is a DP operated semi-submersible drill rig. 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) = 1.29 10-4 0,90 = 1.16 10-4 P(blowout with surface release) = 1.29 10-4 0,10 = 1.29 10-5 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 27 of 32