Referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III i PL492 i Barentshavet

Referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III i PL492 i Barentshavet Lundin Norway AS Rapport Nr.: 2016-0673, Rev 00 Dokument Nr.: 111K6RTV-3 Dato: 2016-08-25

Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG... 2 DEFINISJONER OG FORKORTELSER... 4 1 INNLEDNING... 6 1.1 Aktivitetsbeskrivelse 6 1.2 Hensikt/formål 7 1.3 Lundins akseptkriterier for akutt forurensing 7 1.4 Gjeldende regelverkskrav 8 2 MILJØRISIKOANALYSE... 11 2.1 Metode referansebasert Miljørisikoanalyse 11 2.2 Viktige parametere for å evaluere miljørisiko 11 2.3 Lokasjon 13 2.4 Sannsynlighet for utblåsning 13 2.5 Utblåsningsrater og varigheter 14 2.6 Oljetype 15 2.7 GOR (Gas-Oil Ratio) 16 2.8 Oljedriftsmodellering 16 2.9 Vurdering av miljørisiko 18 3 BEREDSKAPSANALYSE FOR LETEBRØNN 7120/1-5 GOHTA III... 23 3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse 23 3.2 Forutsetninger og antakelser 25 3.3 Beregning av systembehov i barriere 1a og 1b 29 3.4 Konklusjon beredskapsanalyse 33 4 REFERANSER... 34 DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Page i

KONKLUDERENDE SAMMENDRAG Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III i PL492 i Barentshavet. Brønnen ligger ca. 155 km fra nærmeste land som er Trombåk på Sørøya i Finnmark. Vanndypet i området er ca. 345 meter. Boringen har tidligst oppstart vinter 2016/2017, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Leiv Eiriksson. Som forberedelse til den planlagte boringen av Gohta III har Lundin gitt DNV GL i oppdrag å gjennomføre en referansebasert miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse for aktiviteten. Miljørisiko Den planlagte aktiviteten ligger 35 km sør-øst for letebrønn 7219/12-1 Filicudi, der det ble gjennomført en skadebasert miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse tidligere i 2016 (DNV GL, 2016). Beregninger av strømningspotensialet for brønn 7120/1-5 Gohta III viser at potensielle utblåsningsrater vil være langt lavere enn de beregnet for 7219/12-1 Filicudi. Det er på bakgrunn av dette ikke identifisert behov for en full analyse av miljørisiko for Gohta III brønnen, men det henvises til miljørisikoanalysen gjennomført for referansebrønn 7219/12-1 Filicudi, som anses som dekkende for planlagt aktivitet. Miljørisikoanalysen for referansebrønnen er gjennomført som en skadebasert analyse i henhold til Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Beregnet miljørisiko i referanseanalysen er vurdert opp mot Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Pelagisk sjøfugl (lunde) er dimensjonerende for risikonivået med 20 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade i høstsesongen (september-november), se Figur 0-1. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 9 % (alke, sommer) for Moderat miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for strandhabitat og marine pattedyr er henholdsvis 3 % (vår) og 5 % (høst) for Moderat miljøskade. I den referansebaserte analysen er miljørisikoanalysen gjennomført for 7219/12-1 Filicudi sammenliknet med inngangsdata for brønn 7120/1-5 Gohta III. Alle inngangsdata som vil ha innvirkning på miljørisikonivået er evaluert, og det konkluderes med at referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten på Gohta III. Det forventes tilsvrarende oljetype i begge brønnene, brønntekniske forhold er tilnærmet like, det skal benyttes samme borerigg, varighetene er like og utblåsningsratene er vurdert som lavere enn i referanseanalysen. Gohta III ligger 35 km nærmere land enn Filicudi, men da ratene for Gohta er lavere forventes ikke større mengder strandet olje og dermed heller ikke høyere miljørisiko for kystartene. Dette innebærer at risikonivået ved boring av brønn Gohta III vil ligge under 20 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle sesonger, og vil være akseptabel sett i forhold til Lundins akseptkriterier for miljørisiko. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 2

Figur 0-1 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for referansebrønn 7219/12-1. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Beredskap For beredskapsanalysen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er i henhold til industristandarden «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning fra brønnen. Da det ikke er gjennomført oljedriftsmodellering for avgrensningsbrønnen, er strandingsmengder og drivtider i beredskapsanalysen hentet fra modelleringene gjennomført for referansebrønn Filicudi. For dimensjonerende scenario, som er en overflateutblåsning med vektet utblåsningsrate på 659 Sm 3 /døgn og vektet varighet på 10,8 døgn, er behovet beregnet til ett NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt to NOFO-system i alle sesonger. I henhold til ytelseskravene i NOFO veileding skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (4,9 døgn 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (16,0 døgn). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøyene (operative innen 16 timer) oppfyller avgrensningsbrønn Gohta III ytelseskravene med god margin. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 3

DEFINISJONER OG FORKORTELSER Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lav som det er praktisk mulig) Analyseområde Området som er basis for miljørisikoanalysen og som er større enn influensområdet. Ressursbeskrivelsen dekker analyseområde. Barriere Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere ett eller flere system. Bekjempelse Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli remobilisert) (Carroll m.fl., 1999). BOP Blowout Preventer cp Centipoise, måleenhet for viskositet Dagslys Lysforholdene fra soloppgang til solnedgang. DFU Definerte fare- og ulykkeshendelser Eksempelområde Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt eksempelområder. 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 eksempelområdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Eksponeringsgrad Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid. GOR Forkortelse for Gass/Olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen. Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger Miljødirektoratet Tidligere Klima og forurensningsdirektoratet (Klif) og direktoratet for naturforvaltning MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007). MRA Miljørettet risikoanalyse MRDB Marin Ressurs Data Base NOFO Norsk Oljevernforening For Operatørselskap NOROG Norsk olje og gass (Tidligere Oljeindustriens landsforening (OLF)) Operasjonslys Lysforholdene under dagslys og borgerlig tussmørke, dvs. når solen står mindre enn 6 grader under horisonten. OR-fartøy Oljevernfartøy som inneholder havgående mekaniske oppsamlingssystemer (oljelenser og skimmere) samt lagringstank, og eventuelt dispergeringsmidler- og systemer. OSCAR Oil Spill Contingency Analysis and Response Persentil P-persentil betyr at p prosent av observasjoner i et utfallsrom er nedenfor verdien for p-persentilen. En 25-persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under den gitte verdien. PL Utvinningstillatelse (Produksjonslisens) ppb Parts per billion / deler per milliard ppm Parts per million / deler per million DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 4

Responstid Restitusjonstid Sannsynlighet for treff Systemeffektivitet THC TVD VØK Sammenlagt mobiliseringstid, gangtid og utsettelse av lenser. Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilstede på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning, og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd. Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra et potensielt utslipp (Throughput efficiency, eng.) Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Total Hydrocarbon (totalt hydrokarbon) True Vertical Depth Verdsatt Økosystem Komponent DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 5

1 INNLEDNING 1.1 Aktivitetsbeskrivelse Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III i PL492 i Barentshavet. Brønnen ligger ca. 155 km fra nærmeste land som er Trombåk på Sørøya i Finnmark (Figur 1-1). Vanndypet i området er ca. 345 meter. Boringen har tidligste oppstart i vinter 2016/2017, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Leiv Eriksson. Som forberedelse til den planlagte operasjonen på Gohta III er det gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse for aktiviteten. Basisinformasjon for aktiviteten er oppsummert i Tabell 1-1. Det er ikke identifisert behov for en full analyse av miljørisiko for brønnen, men henvises til miljørisikoanalysen gjennomført for referansebrønn 7219/12-1 Filicudi (DNV GL, 2016), som anses som dekkende for planlagt aktivitet. Gohta III ligger 35 km sørøst for letebrønn Filicudi (Figur 1-1). For beredskapsanalysen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er i henhold til industristandarden «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013). Da det ikke er gjennomført oljedriftsmodellering for avgrensningsbrønnen, er strandingsmengder og drivtider i beredskapsanalysen hentet fra modelleringene gjennomført for referansebrønn Filicudi. Figur 1-1 Lokasjon av PL492 og avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III i Barentshavet. Figurene viser også lokasjon av referansebrønn 7219/12-1 Filicudi i PL533. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 6

Tabell 1-1 Basisinformasjon for letebrønn 7120/1-5 Gohta III. Koordinater for modellerte scenarier 20 14' 57,36" Ø, 71 56' 11,70" N Analyseperiode Helårlig, fordelt på 4 sesonger Vanndybde 345 meter Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 155 km (Sørøya) Oljetype Gohta olje (836 kg/m 3 ) Riggtype Leiv Eriksson (semi-sub flyter) Vektet rate, overflate: 659 Sm 3 /døgn Utblåsningsrater Vektet rate, sjøbunn: 641 Sm 3 /døgn Vektet varighet Overflateutblåsning: 10,8 dager Sjøbunnsutblåsning: 14,9 dager GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 141,9 Tid for boring av avlastningsbrønn 75 døgn Aktiviteter Avgrensningsboring Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn) VØK arter/ populasjoner vurdert Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat for Barentshavet Forventet boreperiode vinter 2016/2017 1.2 Hensikt/formål Gjennomføring av miljørisikoanalyser (MIRA) og beredskapsanalyser (BA) for aktiviteter knyttet til leting etter og/eller produksjon av olje og gass på norsk sokkel er påkrevd i henhold til norsk lovverk (se avsnitt 1.4). Miljørisikoanalysen for referanseanalysen (7219/12-1 Filicudi) er gjennomført som en full skadebasert analyse i henhold til Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Det henvises til rapporten (DNV GL, 2016) og veiledningen for ytterligere informasjon. Miljørisikoen vurderes opp mot Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. I en skadebasert miljørisikoanalyse blir konsekvensene av oljeutblåsning/-utslipp knyttet opp mot sannsynligheten (frekvensen) for en slik hendelse, for å tallfeste risikoen et oljesøl kan ha på ulike ressurser i området. Ressursene i området som ble benyttet i analysen omtales som Verdsatte Økosystem Komponenter (VØK) og er en sammensetning av ulike populasjoner (sjøfugl, marine pattedyr, fiskearter) og habitater (kystsonen). I beredskapsanalysen er det gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er forenklet, men gjort i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en utblåsning fra brønnen 1.3 Lundins akseptkriterier for akutt forurensing Lundin har som en integrert del av deres styringssystem definert akseptkriteriene for miljørisiko. For avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III benyttes Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 1-2). Disse ble også benyttet i referanseanalysen, 7219/12-1 Filicudi. Akseptkriteriene angir den øvre grensen for hva Lundin har definert som en akseptabel risiko DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 7

knyttet til egne aktiviteter (sannsynlighet for en gitt konsekvens). Disse er formulert som mål på skade på naturlige ressurser (VØK), uttrykt ved varighet (restitusjonstid) og ulik alvorlighetsgrad. Lundin anvender de samme akseptkriterier i alle regioner på norsk sokkel. Miljørisikoanalysen fanger opp eventuelle forskjeller i miljøsårbarhet i ulike regioner fordi den tar hensyn til forekomst og sårbarhet (benytter en sårbarhetskategori) av miljøressursene i det enkelte analyseområdet, og fordi den beregner restitusjonstid for berørte ressurser. Dette fører til at det beregnes en høyere miljørisiko i områder der det er høy andel av berørte, sårbare bestander og ressurstyper. Akseptkriteriene setter derved strengere krav til operasjoner i denne type områder. Akseptkriteriene uttrykker Lundins holdning om at naturen i størst mulig grad skal være uberørt av selskapets aktiviteter. Kriteriene angir maksimal tillatt hyppighet av hendelser som kan forårsake skade på miljøet. Tabell 1-2 Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensing (Lundin Norway AS, 2012). Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier Mindre 1 mnd. 1 år < 1 x 10-3 Moderat 1-3 år < 2,5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4 Alvorlig >10 år < 2,5 x 10-5 1.4 Gjeldende regelverkskrav Myndighetskrav til HMS (helse, miljø og sikkerhet) for petroleumsvirksomhet til havs omfatter følgende lover og forskrifter; forurensingsloven, rammeforskriften, styringsforskriften, innretningsforskriften og aktivitetsforskriften. En nærmere beskrivelse av noen av kravene er gitt nedenfor. Lov om vern mot forurensning og om avfall (forurensningsloven) Formålet med forurensningsloven ( 1) er å verne det ytre miljø mot forurensning og å redusere eksisterende forurensning, redusere mengden av avfall og å fremme en bedre behandling av avfall. I 7 beskrives det at når det er fare for forurensning i strid med loven, eller vedtak i medhold av loven skal den ansvarlige for forurensning sørge for tiltak for å hindre at den inntrer. Har forurensningen inntrådt skal vedkomne sørge for tiltak for å stanse, fjerne eller begrense virkningen av den. Den ansvarlige plikter også å treffe tiltak for å avbøte skader og ulemper som følge av forurensningen eller av tiltakene for å motvirke den. Plikten etter dette ledd gjelder tiltak som står i et rimelig forhold til de skader og ulemper som skal unngås. I henhold til bestemmelsene i 11 skal det søkes om tillatelse til virksomhet som kan medføre forurensning. Søknad om tillatelse etter 11 skal gi de opplysninger som er nødvendig for å vurdere om tillatelse bør gis og hvilke vilkår som skal settes. Forurensingsloven kan leses i helhet her: http://lovdata.no/dokument/nl/lov/1981-03-13-6 DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 8

Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten (styringsforskriften) Styringsforskriften 25 krever at det søkes om samtykke fra norske myndigheter i forbindelse med all type aktivitet relatert til leting etter og/eller produksjon av olje og gass i norsk sektor. Ifølge Styringsforskriften 17 skal det utarbeides en miljørettet risikoanalyse og en miljørettet beredskapsanalyse i forbindelse med aktiviteten, for å avdekke hva som kan bidra til miljørisiko knyttet til akutt forurensning, og skal vise hvilken effekt ulike prosesser, operasjoner og modifikasjoner har på miljørisikoen. For større utslipp av olje eller kondensat skal det gjennomføres drifts- og spredningsberegninger. Styringsforskriften, 4, beskriver prinsipper for risikoreduksjon. Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge tekniske, operasjonelle og organisatoriske løsninger som reduserer sannsynligheten for at det oppstår feil, fare- og ulykkessituasjoner. I tillegg skal det etableres barrierer som reduserer sannsynligheten for at slike feil og fare- og ulykkessituasjoner utvikler seg, og som begrenser mulige skader og ulemper. Resultater fra miljørettede risikoanalyser bør inngå i grunnlaget for valg av løsninger for å redusere risiko. Risikoreduserende tiltak som bør vurderes, er gjennomføring av aktiviteten til perioder av året med lavest miljørisiko og valg av design som reduserer omfang av forurensning, f.eks. utblåsningsrater. I 5 stilles krav til barrierer. Der det er nødvendig med flere barrierer, skal det være tilstrekkelig uavhengighet mellom barrierene. De løsningene og barrierene som har størst risikoreduserende effekt, skal velges ut fra en enkeltvis og samlet vurdering. Operatøren eller den som står for driften av en innretning, skal fastsette de strategiene og prinsippene som skal legges til grunn for utforming, bruk og vedlikehold av barrierer, slik at barrierenes funksjon blir ivaretatt gjennom hele innretningens levetid. Det skal være kjent hvilke barrierer som er etablert og hvilken funksjon de skal ivareta, samt hvilke krav til ytelse som er satt til de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske elementene som er nødvendige for at den enkelte barrieren skal være effektiv. Det skal være kjent hvilke barrierer som er ute av funksjon eller er svekket. Den ansvarlige skal sette i verk nødvendige tiltak for å rette opp eller kompensere for manglende eller svekkede barrierer. I henhold til styringsforskriften, 9, skal det etableres akseptkriterier for akutt forurensning som omfatter både risiko for at akutt forurensning skal inntreffe, og risiko for skade på det ytre miljø (miljørisiko). Operatørene som har innretninger og aktiviteter i samme område, bør samarbeide om prinsipper for etablering av akseptkriterier, slik at disse har en sammenlignbar form mellom operatører og er egnet som grunnlag blant annet for felles beredskapsetablering. Regelverket for petroleumsvirksomhet (Styringsforskriften) finnes på: http://www.ptil.no/styringsforskriften/category382.html Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskriften) Rammeforskriften er en overordnet forskrift som gir overordnede føringer for helse-, miljø- og sikkerhet i petroleumsindustrien. I 11 presenteres prinsipper for risikoreduksjon. Foruten en pålagt minstestandard identifisert i regelverket, skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig. Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske løsningene som etter en enkeltvis eller samlet vurdering av skadepotensialet og nåværende og fremtidig bruk gir de beste resultater, så sant kostnadene ikke står i et vesentlig misforhold til den risikoreduksjonen som oppnås. I 26 og 29 henvises det til når en skal søke om samtykke og hva en slik søknad skal inneholde (herunder miljørisiko- og beredskapsanalyser). 20 poengterer at en operatør skal sikre at beredskapen er samordnet når det brukes flere DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 9

innretninger eller fartøy samtidig. Operatørens beredskapstiltak skal også være egnet til å samordnes med offentlige beredskapsressurser. Det er operatøren som skal lede og koordinere innsatsen av beredskapsressursene ved fare og ulykkessituasjoner. Samarbeid om beredskap er temaet for 21. Operatørene skal samarbeide om beredskapen mot akutt forurensning. Det skal etableres regioner med felles beredskapsplaner og felles beredskapsressurser. Rammeforskriften kan leses i sin helhet her: http://www.ptil.no/rammeforskriften/category381.html Forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten (aktivitetsforskriften) Aktivitetsforskriften 73 stiller krav til beredskapsetablering og krav til etablering av beredskapsstrategi. Der fremgår blant annet at beredskapen skal etableres på bakgrunn av blant annet resultater av miljørettede risiko- og beredskapsanalyser, og skal ivareta hav, kyst og strandsone. Det stilles videre krav til etablering av tre teknisk uavhengige barrierer; én nær kilden og i åpent hav, én i fjor- og kystfarvann og én i strandsonen. Barrieren nær kilden og i åpent hav skal kunne håndtere den mengden forurensning som kan tilflyte barrieren. Barrierene i fjord- og kystfarvann og i strandsonen skal kunne håndtere den mengden forurensning som kan tilflyte barrieren etter at effekten av forutgående barriere er lagt til grunn. Aktivitetsforskriften kan leses i sin helhet her: http://www.ptil.no/aktivitetsforskriften/category379.htm l DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 10

2 MILJØRISIKOANALYSE 2.1 Metode referansebasert Miljørisikoanalyse Det er gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). En referansebasert analyse kan gjennomføres dersom det foreligger inngangsdata som er sammenlignbare i forhold til aktiviteten det er aktuelt å gjøre en miljørisikoanalyse for. En tidligere utført analyse benyttes da som en referanseanalyse. Sentrale parametere for den aktuelle boreoperasjonen og miljøets sårbarhet gjennomgås og sammenliknes med referanseanalysen. Resultatene av sammenlikningen evalueres, og avgjør om referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten. Referanseanalysen anses som dekkende dersom den er mer konservativ enn de detaljerte analysene en sammenlikner med, - slik at ytterligere analyse ville konkludert med tilsvarende eller lavere miljørisiko enn den gjeldende referanseanalysen. Følgende momenter inngår i evalueringen: Geografisk plassering Oljetype Sannsynlighet for utslipp Rater og varigheter Utslippspunkt (havoverflate eller sjøbunn) Type operasjon Akseptkriterier Spesielt sårbar årstid Klimatiske forhold Influensområde Brønntekniske aspekter Det henvises til veilederen for mer utfyllende informasjon (OLF, 2007). 2.2 Viktige parametere for å evaluere miljørisiko Miljørisikoen er gjennomført som en referansebasert analyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). Viktige parametere ved brønn 7120/1-5 Gohta III har blitt sammenliknet med samsvarende parametere i miljørisikoen for 7219/12-1 Filicudi (DNV GL, 2016). Tabell 2-1 viser sammenlikning av parametere for de to brønnene. Inngangsdata og eventuelle ulikheter i inngangsdata, og konsekvenser av disse ulikhetene er diskutert i påfølgende delkapitler. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 11

Tabell 2-1 Sammenstilling av parametere for avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III og referansebrønn 7219/12-1 Filicudi (Acona, 2016; DNV GL 2016). Parameter 7120/1-5 Gohta III 7219/12-1 Filicudi 2016 Kriterium for sammenlikning Resultat av sammenlikning Operatør Lundin Lundin -- -- Posisjon (Geografiske koordinater) 71 56' 11.70" N 20 14' 57.36" Ø 72º 12 35,44 N 19º 45 48,95 Ø -- -- Avstand til Filicudi (km) 35 km -- Mindre enn 50 km avstand Ok PL 492 533 -- -- Brønntype Avgrensningsbrønn Letebrønn -- -- Olje Gohta (in prep.) Skrugard (SINTEF, 2012) -- Ok Oljens tetthet 836 871 Tilsvarende Se kap. 2.6 Dyp (m) 345 323 Tilsvarende Ok GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 141,9 61 Tilsvarende Se kap. 2.7 Avstand til land (km) Ca. 155 km (Sørøya, Hasvik kommune) Ca. 190 km (Sørøya, Hasvik kommune) Tilsvarende eller lengre avstand til land Se kap. 2.3 Rater overflate (Sm 3 /d) 81-9680 923-6453 -- -- Vektet rate overflate (Sm 3 /d) 659 1827 Tilsvarende eller lavere rate Ok Rater sjøbunn (Sm 3 /d) 84-9466 1079-4311 -- -- Vektet rate sjøbunn (Sm 3 /d) 641 1711 Tilsvarende eller lavere rate Ok Lengste varighet (d) 75 75 Tilsvarende eller kortere varighet Vektet var. top/sub 10,8/14,9 10,8/14,9 Tilsvarende eller kortere varighet Ok Se kap. 2.5 Frekvens 1,45 x 10-4 1,49 x 10-4 Tilsvarende Se kap. 2.4 Topside/subsea fordeling 20/80 % 18/82 % Tilsvarende Se kap. 2.4 Riggtype Leiv Eriksson (semi sub flyter) Leiv Eriksson (semi sub flyter) -- -- Analyseperiode Hele året Hele året Må dekke planlagt boreperiode. Ok Seapop datasett -- 2013 (Åpent hav)/ 2015 (Kystnære) Akseptkriterier Lundins Operasjonsspesifikke akseptkriterier Lundins Operasjonsspesifikke akseptkriterier Høyeste risiko -- Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 20 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. -- -- Tilsvarende Ok -- Ok DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 12

2.3 Lokasjon Gohta III ligger ca. 155 km fra nærmeste land som er Trombåk på Sørøya i Finnmark. Avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III ligger 35 km sør-øst for referansebrønn 7219/12-1 Filicudi (Figur 2-1). Figur 2-1 Lokasjonen til avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III i PL492 og lokasjon til letebrønn 7219/12-1 Filicudi i PL533. 2.4 Sannsynlighet for utblåsning Brønn 7120/1-5 Gohta III er en avgrensningsbrønn med hovedformål å avgrense tidligere funn av olje. Basert på SINTEF offshore blowout database 2015, er den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,45 x 10-4 for en avgrensningsbrønn (Lloyd s, 2016). For Filicudi ble den totalt utblåsningsfrekvensen for en gjennomsnittsbrønn (letebrønn) brukt, og denne var hentet fra Lloyd s 2015 rapporten, som er basert på SINTEF offshore blowout database 2014, og vurdert til 1,49 x 10-4. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Leiv Eriksson (7Figur 2-2). Leiv Eriksson er en halvt nedsenkbar flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate under boring, er satt til henholdsvis 80 % / 20 % (Lloyd s, 2016). For Filicudi var sannsynlighetsfordelingen for utblåsninger på havbunn kontra overflate henholdvis 82 % / 18 % da denne også var basert på forrige rapport fra Lloyd s (Lloyd s, 2015). DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 13

Figur 2-2 Leiv Eriksson som skal brukes til boring av 7120/1-5 i PL492 (kilde: www.offshore.no). 2.5 Utblåsningsrater og varigheter De fleste former for uhellsutslipp i forbindelse med en leteboring er begrensede, med små mengder og lette forbindelser. De hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsning). Slike hendelser anses dimensjonerende for foreliggende analyse. Lengste utblåsningsvarighet er satt til tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. I analysen er denne satt til 75 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (Acona, 2016). Dette tidsestimatet vil være likt for både Filicudi og Gohta III. Vektet varighet for overflateutblåsning er 10,8 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 14,9 døgn. Rate-/varighetsmatrisen som ligger til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for letebrønn 7219/12-1 Filicudi er basert på utblåsningsstudiet fra Acona (2016b). Vektet rate for overflateutblåsning er 1827 Sm 3 /døgn, og 1711 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning i dette studiet. Rate-/varighetsmatrisen er gitt i Tabell 2-2. Tabell 2-2 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning brukt i miljørisikoanalyse for letebrønn 7219/12-1 Filicudi (Acona, 2016b; Lloyd s, 2015; DNV GL, 2016). Open Varigheter (dager) og Fordeling Utslipps- Rate (O)/ sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet overflate/ lokasjon Sm 3 /d Restricted for raten sjøbunn 2 5 15 35 75 (R) Overflate 18 % Sjøbunn 82 % 923-42,0 % 1757-46,0 % 3121-53,6 % 18,5 % 16,6 % 5,5 % 5,8 % 1,6 % 5328-8,2 % 6453-2,3 % 1079 R 44,7 % 17,4 % 19,3 % 9,2 % 9,4 % 42,0 % 1332 O 18,0 % DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 14

1977 R 28,0 % 3773 O 9,7 % 4311 O 2,3 % Forventede utblåsningsrater for avgrensningsbrønn Gohta III er basert på utblåsningsstudiet fra Acona (2016). Vektet rate for overflateutblåsning er 659 Sm 3 /døgn, og 641 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning (Figur 2-3). Figur 2-3 Rateberegninger for brønn 7120/1-5 Gohta III gitt en overflate eller sjøbunnsutblåsning (Acona, 2016). 2.6 Oljetype Det foreligger ikke et endelig forvitringsstudie for Gohta råolje fra de to tidligere brønnene på feltet. Skrugard råolje er benyttet i modelleringen av drift, spredning og forvitring av olje etter en utblåsning fra Filicudi-brønnen. Oljedriftsmodellen som er anvendt er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response). Bakgrunnsinformasjonen for referanseoljen Skrugard er innhentet fra forvitringsstudiet gjennomført av SINTEF i 2012. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 15

Skrugard er en biodegradert, naftenisk råolje med tetthet 871 kg/m 3, relativt lavt asfalteninnhold og middels voksinnhold sammenlignet med andre norske råoljer. Den initielle avdampingen vil raskt medføre en oppkonsentrering av voks og asfaltener ved utslipp, som med tid vil medføre dannelse av stabile emulsjoner med lang levetid på havoverflaten. Viskositeten vil øke raskt, men i den grad at det forventes ikke problemer med mekanisk oppsamling av oljen med eksempelvis overløpsskimmer. Oljetypen viser videre godt potensiale for kjemisk dispergering både ved sommer- og vintertemperaturer, men tidvinduet for bruk av dispergering er relativt kort (Ref kap. 3.2.1, inntil 12 timer ved 5 m/s) (SINTEF, 2012). Maksimalt vannopptak er om lag 80 % ved temperatur 5 C. Karakteristikker for Skrugard råolje og foreløpige resultater for Gohta råolje er sammenfattet i Tabell 2-3. Resultatene indikerer at oljene er like. Tabell 2-3 Parametere for Skrugard råolje benyttet i spredningsberegningene for letebrønn 7219/12-1 (SINTEF, 2012). Tabellen viser også egenskaper for Gohta råolje (In prep). Parameter Skrugard råolje Verdi Gohta råolje Verdi Oljetetthet [kg/ m³] 871 836 Maksimum vanninnhold ved 5 C [volum %] 80 81 Viskositet, fersk olje ved 5 ºC (10s -1 ) [cp] 32 1250 Voksinnhold, fersk olje [vekt %] 1,89 3,7 Asfalteinnhold, fersk olje [vekt %] 0,05 0,06 2.7 GOR (Gas-Oil Ratio) GOR (gas-oil-ratio) gir en indikasjon på hvor mye gass den forventede oljen i brønnen inneholder. For avgrensningsbrønn Gohta III er GOR 141,9 Sm 3 /Sm 3, og for referansebrønn Filicudi var GOR 61 Sm 3 /Sm 3. Høyere GOR for tilsvarende oljetype kan gi tynnere oljefilm på overflaten fordi oljen fra sjøbunnsutslipp vil få mindre dråpestørrelser i vannsøylen. 2.8 Oljedriftsmodellering 2.8.1 Treffsannsynlighet av olje på overflaten For modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger fra 7219/12-1 Filicudi er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 10 km ruter) for fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juniaugust), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % treff av olje over 1 tonn i 10 10 km ruter) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i Figur 2-4. Merk imidlertid at influensområdene er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og 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. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 16

Resultatene viser at oljen etter utblåsning i stor grad spres i sørøstlig retning inn mot Finnmarkskysten. Treffsannsynlighethen langs Finnmarkskysten ligger i området 5-35 %. Influensområdene er tilnærmet like for sjøbunnsutblåsning sammenliknet med overflateutblåsning. Sesongvariasjonen er markant, med størst østlig utstrekning i sommersesongen. Resultatene som viser treffsannsynlighet av ulike oljemengder på overflaten, viser at de fleste områder kun har sannsynlighet for treff av oljemengder i kategori 1-100 tonn per 10 10 km rute, men med noe sannsynlighet for større oljemengder i områdene rundt brønnlokasjonen. OVERFLATEUTBLÅSNING vår sommer høst vinter SJØBUNNSUTBLÅSNING vår sommer høst vinter Figur 2-4 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en overflateeller sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7219/12-1 Filicudi 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. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 17

Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon fra modelleringene av 7219/12-1 Filicudi er vist i Tabell 2-4 (95- og 100-persentiler). Resultatene for forventet strandet emulsjon og drivtid presentert stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. Alle simuleringer, både for overflate- og sjøbunnsutblåsning ligger til grunn for resultatene. 95 persentil av scenarioene gir stranding av 576 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen i sommersesongen. 95 persentil av korteste drivtid er 16,2 døgn i høstsesongen. Tabell 2-4 Strandingsmengder av emulsjon og korteste ankomsttid (drivtid) til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra letebrønn 7219/12-1 (95- og 100-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringer for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene vist under. Persentil Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter 95 541 576 167 153 19,8 19,0 16,2 18,8 100 50407 56477 30397 7390 9,9 8,9 4,9 8,7 Gohta III ligger lengre sør og 35 km nærmere land enn Filicudi, og en vil således forvente mer stranding av olje etter en utblåsning. Men de vektede ratene for Gohta III er under halvparten av de som ble modellert for Filicudi, og det vil derfor forventes mindre strandingsmengder av olje etter en eventuell utblåsning fra Gohta III, men ankomsttidene kan være noe kortere. 35 km tilsvarer ca. 20 % reduksjon i avstand fra land, og dette vil kunne gi en tilsvarende reduksjon i ankomsttid. De to NOFO systemene som beredskapsberegningene viser vil være nødvendige for å håndtere en utblåsning fra brønnen har en responstid på 16 timer. 20 % reduksjon i ankomsttiden vil ikke påvirke ytelseskravene. 2.9 Vurdering av miljørisiko 2.9.1 Utvalgte Verdifulle Økosystem Komponenter (VØK) Tabell 2-5 viser utvalgte VØK inkludert i analysen for referansebrønn Filicudi. Flere av de pelagiske sjøfuglene inngår også i datasettene for kystnære sjøfugl, da det benyttes ulike datasett for disse etter tilholdssted i ulike deler av året. For disse artene dreier det seg i all hovedsak om hekkebestanden som oppholder seg rundt hekkekoloniene i en begrenset periode av året (vår/sommer). Det er ikke tatt hensyn til svømmetrekk for sjøfugl i datasettene. Det er benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Barentshavet. Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til letebrønn Filicudi strekker seg sørover mot Finnmarkskysten, og en eventuell utblåsning har sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i denne analysen. I tillegg ble det for 7219/12-1 Filicudi valgt å inkludere fisk (torsk og lodde), samt strandhabitat i miljørisikoanalysen. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 18

Tabell 2-5 Utvalgte VØKer for miljørisikoanalysen for letebrønn 7219/12-1 Filicudi (Seapop, 2013; Seapop, 2015; Artsdatabanken (rødliste), 2015). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda EN Alkekonge Alle alle - Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia EN Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda EN Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Podiceps grisegena LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC Islom Gava immer - Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser LC Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Makrellterne Sterna hirundo EN Polarlomvi Uria lomvia EN Polarmåke Larus hyperboreus - Praktærfugl Somateria spectabilis - Rødnebbterne Sterna paradisaea LC Siland Mergus serrator LC Smålom Gavia stellata LC Stellerand Pollysticta stelleri VU Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima NT Havert Halichoerus grypus LC Steinkobbe Phoca vitulina LC Oter Lutra lutra VU Torsk Gadus morhua LC Lodde Mallotus villosus LC Pelagisk sjøfugl (åpent hav) Kystnære sjøfugl Marine pattedyr Strandhabitat - - Strand NT Nær Truet, EN Sterkt Truet, CR Kritisk Truet, VU Sårbar, LC Livskraftig Fisk DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 19

2.9.2 Konsekvensvurderinger I henhold til standard MIRA-metodikk (OLF, 2007) ble det beregnet sannsynlighet for bestandstap av ulike sjøfuglarter og marine pattedyr som følge av en utblåsning fra 7219/12-1 Filicudi. For strandhabitat er det beregnet sannsynlighet for treff av ulike oljemengdekategorier (1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og > 1000 tonn per 10 10 km strandrute) og medfølgende sannsynlighet for miljøskade. Største sannsynligheter for bestandstap av sjøfugl og marine pattedyr ble i alle sesonger funnet for sjøfugl i åpent hav med følgende verdier: 1-5 % bestandstap: 65 % sannsynlighet (lunde i høstsesongen; overflateutblåsning) 5-10 % bestandstap: 18 % sannsynlighet (alke i vintersesongen); sjøbunnsutblåsning) 10-20 % bestandstap: 7 % sannsynlighet (alke i sommersesongen overflateutblåsning) 20-30 % bestandstap: <0,5 % sannsynlighet (alke i sommersesongen; overflateutblåsning) Ingen sannsynlighet for > 30 % bestandstap for noen bestander. For strandhabitat ble treffsannsynligheten av olje i 10 10 km strandhabitater langs kysten maksimalt funnet å være henholdsvis: 22 % sannsynlighet for treff av 1-100 tonn olje per rute (vår, overflateutblåsning). 4 % sannsynlighet for treff av 100-500 tonn olje per rute (høst, overflateutblåsning). Det er ingen sannsynlighet for treff av > 500 tonn olje i habitatene. 2.9.3 Miljørisikonivå Tabell 2-6 og Figur 2-5 viser sesongvis høyeste miljørisiko for hver av VØK-kategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art. Miljørisikoen er presentert som prosentandel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det er viktig å merke seg at pelagisk og kystnær sjøfugl i utgangspunktet kan tilhøre samme bestand, men at analysene er basert på to ulike datasett etter sjøfuglenes tilholdssted i ulike perioder av året. I vår-/ sommersesongen vil hekkebestandene av de pelagiske artene trekke inn mot kysten (hekkekoloniene), og inngår i denne perioden i datasettet for kystnær sjøfugl. Pelagisk sjøfugl (lunde) er dimensjonerende for risikonivået med 20 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade i høstsesongen (september-november), se Figur 2-5. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 9 % (alke, sommer) for Moderat miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for strandhabitat og marine pattedyr er henholdsvis 3 % (vår) og 5 % (høst) for Moderat miljøskade. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 20

Tabell 2-6 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn 7219/12-1 Filicudi i Barentshavet. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Sesong VØK Mindre (< 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Vår Sommer Høst Vinter Pelagisk sjøfugl 3,3 % 15,6 % 11,9 % 13,7 % Kystnær sjøfugl 1,5 % 7,8 % 4,8 % 1,1 % Marine pattedyr 0,7 % 2,7 % 0,0 % 0,0 % Strandhabitat 2,5 % 3,1 % 1,1 % 0,0 % Pelagisk sjøfugl 3,2 % 15,5 % 11,8 % 12,7 % Kystnær sjøfugl 1,9 % 8,9 % 4,0 % 1,7 % Marine pattedyr 0,6 % 2,2 % 0,7 % 0,0 % Strandhabitat 2,1 % 2,5 % 0,7 % 0,0 % Pelagisk sjøfugl 4,2 % 19,7 % 9,9 % 8,6 % Kystnær sjøfugl 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % Marine pattedyr 1,1 % 4,7 % 1,1 % 0,0 % Strandhabitat 1,7 % 2,1 % 0,0 % 0,0 % Pelagisk sjøfugl 3,4 % 16,3 % 7,1 % 3,9 % Kystnær sjøfugl 0,1 % 0,3 % 0,0 % 0,0 % Marine pattedyr 0,6 % 2,5 % 0,1 % 0,0 % Strandhabitat 1,4 % 1,4 % 0,2 % 0,0 % Figur 2-5 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for letebrønn 7219/12-1 Filicudi i Barentshavet. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier (Grafisk fremstilling av resultatene er presentert i Tabell 2-6). DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 21

2.9.4 Oppsummering av miljørisiko forbundet med aktiviteten I den referansebaserte analysen er miljørisikoanalysen gjennomført for 7219/12-1 Filicudi sammenliknet med inngangsdata for brønn 7120/1-5 Gohta III. Alle inngangsdata som vil ha innvirkning på miljørisikonivået er evaluert, og det konkluderes med at referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten på Gohta III. Det forventes tilsvarende oljetype i begge brønnene, brønntekniske forhold er tilnærmet like, det skal benyttes samme borerigg, varighetene er like og utblåsningsratene er vurdert som lavere enn i referanseanalysen. Gohta III ligger 35 km nærmere land enn Filicudi, men da ratene For Gohta er lavere forventes ikke større mengder strandet olje, og dermed heller ikke høyere miljørisiko for kystartene. Dette innebærer at risikonivået ved boring av brønn Gohta III vil ligge under 20 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle sesonger, og vil være akseptabel sett i forhold til Lundins akseptkriterier for miljørisiko. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 22

3 BEREDSKAPSANALYSE FOR LETEBRØNN 7120/1-5 GOHTA III 3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til et utslipp fra brønn 7120/1-5 Gohta III. Beregningen er gjort i henhold til veiledningen «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende utslippshendelse (DFU, se avsnitt 2.5), som er en overflateutblåsning. Det forventes en oljetype med liknende egenskaper som Skrugard, og denne benyttes som referanseolje. Forvitringsdata for Skrugard (SINTEF, 2012) benyttes som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante egenskaper. Både emulsjonsvolum og effektivitet av barrierer beregnes sesongvis basert på gjennomsnitt for aktuelle parametere (eksempelvis lys, vind og temperatur). 3.1.1 Effektivitet En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlingssystemer. Figur 3-1 illustrerer et standardsystem bestående av to fartøyer, lense, oljeopptaker og lagringskapasitet. Effekten av hver enkelt barriere avhenger av vær- (lensetap øker med økende bølgehøyde) samt lysforhold (det antas en lavere effektivitet ved dårlige lysforhold som en konsekvens av høyere sannsynlighet for at oljeflak passerer på utsiden av lensene). I mørket forventes en effektivitetsreduksjon til 65 % (Norsk olje og gass, 2013). Forventet effektivitet av en barriere er også lavere med økende avstand fra kilden. Figur 3-1 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 23

Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som samles opp fra et lensesystem og er dermed hovedsakelig relatert til lensetype, selve operasjonen, oljens egenskaper og bølge-/strømforhold. Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektiviteten. Mange år med olje-på-vann øvelser har etablert kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet som oppnås med et NOFO-system som funksjon av bølgehøyde. For havgående NOFO-system forventes systemeffektiviteten å være lik null ved sjøtilstander over 4 meter signifikant bølgehøyde (Hs), mens tilsvarende for havgående kystvakt er forventet å være 3 meter Hs. Figur 3-2 gir en benyttet sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet for henholdsvis mellomtungt og lett lenseutstyr. Figur 3-2 Sammenhengen mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%) (Norsk olje og gass, 2013). 3.1.2 Kapasitet og dimensjonering Dimensjonering av oljevernberedskap gjøres som en regnearkøvelse, hvor forvitringsdata for Skrugard råolje, lokale klimatiske forhold (temperatur, vind, lys), oppgitt kapasitet til NOFO systemer, og lys- og bølgerelaterte effektivitetsvurderinger inngår. Standard NOFO-systemer har opptakskapasitet på 2400 Sm 3 /døgn, mens Hi-Wax/Hi-Visc skimmersystemer har en opptakskapasitet på 1900 Sm 3 /døgn. Beredskapen dimensjoneres for tilstrekkelig kapasitet i barriere 1a (nær kilden) og 1b (langs drivbanen) til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonerende DFU (for metodikk se Norsk olje og gass, 2014). DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 24

3.1.3 Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering Utover dimensjoneringen av oljevernberedskapen med tanke på mekanisk opptak, vurderes også oljens egenskaper kvalitativt. Her er de sentrale parameterne viskositet og dispergerbarhet. Viskositet er viktig for mekanisk opptak, og oljens dispergerbarhet i ulike tidsvinduer avgjør når kjemisk dispergering forventes relevant som tiltak. 3.1.3.1 Mekanisk oppsamling Studier utført av SINTEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (TransRec) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over 20 000 cp. Ved viskositet over 20 000 cp er det anbefalt å bytte ut vanlige overløpsskimmer med Hi-Wax/Hi-Visc utstyr for å optimalisere opptakseffektiviteten (Leirvik et al., 2001). Nedre viskositetsgrense for effektiv mekanisk oppsamling regnes som 1000 cp, grunnet lensetap ved lavere viskositeter (Nordvik et al., 1992). 3.1.3.2 Kjemisk dispergering Kjemisk dispergering skal vurderes som et supplement til mekanisk oppsamling, eller som et alternativ til mekanisk oppsamling dersom det foreligger dokumentasjon på at bruk av dispergeringsmiddel reduserer miljøpåvirkningen mest i den spesifikke forurensningssituasjonen (Norsk olje og gass, 2013/Miljøverndepartementet, 2001). Dokumentasjonen skal gi beslutningstaker tilstrekkelig grunnlag for å avgjøre hvilke tiltak og bekjempelsesstrategi som totalt sett gir minst belastning på naturen i berørt område. I forbindelse med en eventuell aksjon der kjemisk dispergering inngår skal det fylles ut et Kontroll- og Beslutningsskjema for dispergering (se www.kystverket.no) som sendes myndighetene. Hvor lenge oljen er dispergerbar avhenger blant annet av endring i viskositet over tid av oljeemulsjonen, lokalisert på havoverflaten. 3.2 Forutsetninger og antakelser 3.2.1 Oljetype Skrugard råoljen er brukt som referanse i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (2012). Karakteristikker for Skrugard råolje er vist i kap. 2.6. Skrugard råolje forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og ordinære overløpsskimmere i barriere 1a og 1b i alle sesonger, gitt at oljen har forvitret mer enn 9 timer ved sommerforhold (vindstyrke: 5 m/s, sjøtemperatur 5 C), og mer enn 3 timer ved vinterforhold (vindstyrke: 10 m/s, sjøtemperatur 5 C) for optimal mekanisk oppsamling av olje (viskositet > 1000 cp) (SINTEF, 2012). Figur 3-3 viser at Skrugardolje vil være egnet for mekanisk oppsamling, og vil ikke overstige viskositetgrensen for redusert oppsamlingseffekt (>20 000 cp) hverken ved sommer- eller vintertemperaturer. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 25

Figur 3-3 Predikert viskositet plottet sammen med antatte grenser for stor lenselekkasje og nedsatt mekanisk oppsamlingseffektivitet (SINTEF, 2012) Dispergerbarhetstester viser at Skrugardolje har godt potensiale for bruk av kjemiske dispergeringsmidler selv etter flere dagers forvitring på sjøen. Ved både sommer- og vintertemperatur og 5 m/s vindstyrke forventes det at oljen har god dispergerbarhet i 12 timer (Figur 3-4 og Tabell 3-1). DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 26

Figur 3-4 Predikert viskositet ved 5 C og 10 C plottet sammen med satte grenser for potensiale for bruk av kjemiske dispergeringsmidler (SINTEF, 2012) Tidsvinduet for dispergerbarhet for både sommer- og vinterforhold er vist i Tabell 3-1 og representerer predikerte verdier basert på oljens viskositet (SINTEF, 2012). DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 27

Tabell 3-1 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter- og sommerforhold (ved henholdsvis 5 C og 10 C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 2012). Sesong Tidsvindu dispergering (temp.) Timer 1 2 3 6 9 12 24 48 72 96 120 Dager 0,04 0,08 0,13 0,25 0,38 0,50 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 Vind Vinter (5 C) 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Vind 2 m/s Sommer (10 C) 5 m/s 10 m/s 15 m/s 3.2.2 Utblåsningsrate I henhold til eksisterende industristandard (Norsk olje og gass, 2013) benyttes vektet utblåsningsrate som dimensjonerende når beredskapsbehovet for leteboring beregnes. Vektet utblåsningsrate er beregnet til 659 Sm 3 /d ved overflate- og 641 Sm 3 /d ved sjøbunnsutblåsning, basert på Acona (2016). For å beregne systembehovet er det dimensjonert for overflateutblåsning da dette scenariet har høyest vektet utblåsningsrate (659 Sm 3 /d), og er det scenarioet som forventes å medføre størst oljemengder på havoverflaten. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 28

3.3 Beregning av systembehov i barriere 1a og 1b For å beregne systembehov for mekanisk opptak i barriere 1a og 1b, er det tatt utgangspunkt i lokal vind- og temperaturstatistikk for et utvalg av parametere fra forvitringsstudien til Skrugard råoljen (Tabell 3-2) (SINTEF, 2012). Data innsamlet ved hhv. Bjørnøya og Fruholmen fyr er lagt til grunn for sjøtemperatur og vindstyrke (Figur 3-5) (eklima, 2016). For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjonslys for boreoperasjonen ved å benytte geografiske koordinater til brønnlokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 3-2. Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er presentert i Tabell 3-2. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Meteorologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 982) (eklima, 2016) (Figur 3-5). Figur 3-5 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke, sjøtemperatur (Fruholmen fyr og Bjørnøya) og bølgehøyder (hsmd 982). Lokasjon for avgrensningsbrønn 7120/1-5 Gohta III i PL492 og letebrønn 7219/12-1 Filicudi i PL533 er vist. DNV GL Report No. 2016-0673, Rev. 00 www.dnvgl.com Side 29