Oppsummert MRA og beredskapsanalyse for letebrønn 7125/4-3 Ensis

letebrønn 7125/4-3 Ensis Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 1 av 43

Tittel: Oppsummert MRA og beredskapsanalyse for Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Distribusjon: Internal Fritt i Statoilkonsernet Utløpsdato: Status 2014-06-21 Final Utgivelsesdato: : Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Anette Boye Omhandler (fagområde/emneord): Miljørisiko, oljevern Merknader: : Oppdatering: Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: X Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: X Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: X Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: X Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 2 av 43

Innhold 1 Sammendrag... 5 2 Innledning... 5 2.1 Definisjon og forkortelser... 5 2.2 Bakgrunn... 7 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 7 3 Miljørisikoanalyse... 9 3.1 Metodikk... 9 3.2 Analysegrunnlag... 9 3.2.1 Type operasjon og utslippssannsynlighet... 9 3.2.2 Utslippsrater og -varighet... 10 3.2.3 Oljetype og oljedriftsimuleringer... 10 3.2.4 Miljøressurser... 11 3.2.5 Miljørisiko... 11 3.3 Resultat... 11 3.3.1 Influensområde... 11 3.3.2 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl... 17 3.3.3 Miljørisiko for kystnær sjøfugl... 18 3.3.4 Miljørisiko for marine pattedyr... 19 3.3.5 Miljørisiko for strandhabitat... 20 3.3.6 Miljørisiko for fisk... 20 3.4 Konklusjon - miljørisiko... 20 4 Beredskapsanalyse... 20 4.1 Ytelseskrav... 20 4.2 Metodikk... 21 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2... 22 4.4 Dimensjonering av barriere 3 og 4... 22 4.5 Dimensjonering av barriere 5... 23 4.6 Analysegrunnlag... 23 4.6.1 Oljens egenskaper... 23 4.6.2 Utslippsscenarier... 23 4.6.3 Forutsetninger for oljevernressurser... 24 4.6.3.1 Operasjonslys... 24 4.6.3.2 Bølgeforhold i åpent hav... 25 4.6.3.3 Bølger i kystsonen... 26 4.6.4 Plassering og avstander for beredskapssystemer... 27 4.6.5 Resultater fra oljedriftsberegninger influensområder og stranding... 28 4.7 Resultater - Beredskapsbehov og responstider... 30 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 3 av 43

4.7.1 Barriere 1 og 2 nær kilden og åpent hav... 30 4.7.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone... 31 4.7.3 Barriere 5 strandsanering... 32 4.7.4 System for fjernmåling... 32 4.7.5 Bruk av kjemisk dispergering som bekjempelsesmetode... 33 4.8 Oppsummering av krav til beredskap... 33 Referanser... 34 Vedlegg A Blowout scenario analysis exploration well Ensis (7125/4-3)... 35 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 4 av 43

1 Sammendrag Statoil ASA planlegger å bore i PL 393B i Barentshavet. Brønnen ligger 42 km fra land (Knivskjellodden i Nordkapp kommune, Finnmark). Vanndypet på planlagt spudlokasjon er 294 m. Boringen har planlagt oppstart siste kvartal 2013 og skal bores med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen, samt setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten. Miljørisikoen forbundet med boringen av er, for alle VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50% av akseptkriteriet) for den sesongen boringen vil finne sted. Det er boretidsbegrensninger i lisensen og brønnen vil derfor ikke kunne bores på sommeren da miljørisikoen også har høyest utslag. Statoil har satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, 4 kyst- og 4 fjordsystemer i barriere 3 og 4, og 5 strandrenselag i barriere 5. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. 2 Innledning 2.1 Definisjon og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisiko- og beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. Barriere: Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem. Barriere-effektivitet: Prosentandel av overflateolje som samles opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriere-effektiviteten maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre (konsentrerte flak) vil barriere-effektiviteten kunne overstige systemeffektiviteten. Barrierekapasitet: Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasitet forutsette at tilgangen til oljen er tilstrekkelig til at systemets kapasitet kan utnyttes fullt. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 5 av 43

Gangtid: Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres. 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. IUA: Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. OR-fartøy: Oil Recovery-fartøy som inngår i NOFO sin fartøyspool. OSRL: Oil Spill Response Limited Responstid: Sammenlagt mobiliseringstid, klargjøringstid og gangtid. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. Størst strandet mengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst emulsjonsmengde til kysten. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 6 av 43

Systemeffektivitet: Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFOsystem. Systemkapasitet: Forventet oppsamlingsrate i m 3 /d for ett system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. 2.2 Bakgrunn Statoil har i forkant av boreoperasjonene for gjennomført en miljørisikoanalyse (utført av DNV [1]) og en beredskapsanalyse. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen, og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med et utslipp. Aktivitetsforskriften 73 og Styringsforskriften 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7125/4-3 Ensis ligger i produksjonslisens (PL) 393B i Barentshavet (figur 2-1). Brønnen ligger omtrent 42 km fra land (Knivskjellodden i Nordkapp kommune, Finnmark). Vanndypet på planlagt lokasjon er 294 m. Boringen har planlagt oppstart siste kvartal 2013, og skal bores med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Basisinformasjon for aktiviteten er oppsummert i Tabell 2-1. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 7 av 43

Figur 2-1 Lokasjon for i Barentshavet Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 8 av 43

Tabell 2-1 Basisinformasjon for Koordinater for modellerte scenarier Analyseperiode for miljørisikoanalysen Vanndybde Avstand til nærmeste kystlinje Oljetype Riggtype Utblåsningsrater Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn Aktiviteter Type scenarier Breddegrad: 71º 30 56.4 N Lengdegrad: 25º 12 57.0 E Helårlig, fordelt på 4 sesonger 294 MSL 42 km, Knivskjellodden i Nordkapp kommune, Finnmark Goliat Realgrunn West Hercules (halvt nedsenkbar) Vektet rate, overflate: 2720 Sm 3 /døgn Vektet rate, sjøbunn: 2080 Sm 3 /døgn Vektet sjøbunn/overflate: 2160 Sm 3 /døgn 70 døgn Leteboring Utblåsning (overflate/sjøbunn) VØK-arter/ populasjoner vurdert Sjøfugl i åpent hav, kystnær sjøfugl, sjøpattedyr, fisk og strandhabitat for Barentshavet Forventet borestart 4Q 2013 3 Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. 3.2 Analysegrunnlag 3.2.1 Type operasjon og utslippssannsynlighet Letebrønn 7125/4-3 Ensis er vurdert som en letebrønn med normale trykk- og temperaturforhold. Den totale utblåsningssannsynligheten er vurdert til 2,26x10-4 for denne typen brønn (wildcat) (Vedlegg A). Brønnen skal bores med riggen West Hercules, som er en oppankret flyter med BOP plassert på havbunnen. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate under boring er satt til henholdsvis 90/10 % (havbunn/overflate) (Vedlegg A). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 9 av 43

3.2.2 Utslippsrater og -varighet Lengste beregnede varighet av utblåsningen er avhengig av tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. I analysen settes lengste varighet til 70 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og stans av utblåsningen (Vedlegg A). Vektet rate er 2720 Sm 3 /døgn for overflateutblåsning og 2080 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning. Vektet rate samlet for overflate og sjøbunn er 2160 Sm 3 /døgn. Rate- og varighetsfordelingen for utblåsning brukt i oljedriftsmodelleringen er gitt i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for (Vedlegg A) Sannsynlighet overflate/sjøbunn Utblåsningssted Utslippsrate (Sm3/døgn) Sannsynlighet for varighet 2 5 14 35 70 Sannsynlighet for raten 2400 0,20 Overflate 0,10 2500 0,66 0,14 0,09 0,03 0,08 0,40 3100 0,40 1800 0,20 Sjøbunn 0,90 2000 0,49 0,16 0,14 0,06 0,15 0,40 2300 0,40 Total Vektet rate 2160 Sm3/døgn (subsea/topside) 3.2.3 Oljetype og oljedriftsimuleringer Goliat Realgrunn er benyttet som oljetype for. For denne råoljen foreligger det forvitringsstudier [3] og relevante egenskaper om oljens skjebne er ekstrahert. Ved utslipp til sjø danner oljen en emulsjon med høyt vanninnhold. Fullt vannopptak er 70 %. Ved 15 m/s vindstyrke og vinterforhold nås maksimalt vanninnhold i løpet av 6 timer og ved 2 m/s vindstyrke etter mer enn 1 døgn. Emulsjon av Goliat Realgrunn er redusert kjemisk dispergerbar i vintersesongen fram til 27 timer etter det er den lav/dårlig dispergerbar. Realgrunn danner raskt emulsjon med viskositet > 1000 cp ved alle vindhastigheter. Maksimal viskositet av emulsjonen er 8300 cp. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 10 av 43

3.2.4 Miljøressurser Miljørisikoanalysen for er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse i henhold til Norsk Olje og Gass veiledning for miljørisikoanalyser for sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk og strandhabitat [2]. En gjennomgående beskrivelse av hvilke VØKer som er brukt finnes i den fullstendige miljørisikoanalysen [1]. 3.2.5 Miljørisiko Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier; mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 3-2). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Tabell 3-2 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 1 * 10-3 Moderat < 2,5 * 10-4 Betydelig < 1 * 10-4 Alvorlig < 2,5 * 10-5 3.3 Resultat 3.3.1 Influensområde I miljørisikoanalysen for 7125/4-3 Ensis har det blitt modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning og generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % sannsynlighet for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km ruter), gitt utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn i de ulike sesongene, er presentert i figur 3-1 og 3-2. Influensområdet for landruter ved utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn er presentert i hhv. figur 3-3 og 3-4. Figur 3-5 viser influensområdene i vannsøylen som THC-konsentrasjoner (totalt hydrokarbon) over 100 ppb (effektgrense for fiskeegg og larver) for alle rate- og varighetskombinasjoner gitt en sjøbunnsutblåsning. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 11 av 43

Figur 3-1: Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra 7125/4-3 Ensis i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 12 av 43

Figur 3-2: Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra 7125/4-3 Ensis i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 13 av 43

Figur 3-3: Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km kystruter gitt en overflateutblåsning fra 7125/4-3 Ensis i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 14 av 43

Figur 3-4: Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km kystruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra 7125/4-3 Ensis i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 15 av 43

Figur 3-5: Beregnet gjennomsnittlige THC-konsentrasjoner ( 100 ppb) i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra 7125/4-3 Ensis i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 16 av 43

3.3.2 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl Miljørisiko forbundet med utblåsning fra for pelagisk sjøfugl, for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene, er presentert i figur 3-6. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger: 10,3 % for Mindre miljørisiko om vinteren (alke) 45,1 % for Moderat miljørisiko om sommeren (svartbak) 50,4 % for Betydelig miljørisiko om våren (alke) 51,3 % for Alvorlig miljørisiko om sommeren (alke) Figur 3-6: Miljørisiko knyttet til utblåsning fra letebrønnen 7125/4-3 Ensis, presentert for pelagiske sjøfugl som andel av akseptkriteriet fordelt på skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. Miljørisikoen for hver av ressursene er vist for måneden med høyest utslag innenfor den enkelte sesong. Fremstillingen viser kun berørte sjøfugl innenfor de enkelte sesongene. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 17 av 43

3.3.3 Miljørisiko for kystnær sjøfugl Miljørisiko forbundet med utblåsning fra for kystnær sjøfugl, for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene, er presentert i figur 3-7. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger: 9,8 % for Mindre miljørisiko for alke om sommeren 44,7 % for Moderat miljørisiko for lunde om sommeren 54,2 % for Betydelig miljørisiko for lomvi om sommeren 174,8 % for Alvorlig miljørisiko for lomvi om sommeren Figur 3-7: Miljørisiko knyttet til utblåsning fra letebrønnen 7125/4-3 Ensis, presentert for kystnær sjøfugl som andel av akseptkriteriet fordelt på skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. Miljørisikoen for hver av ressursene er vist for måneden med høyest utslag innenfor den enkelte sesong. Fremstillingen viser kun berørte sjøfugl innenfor de enkelte sesongene. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 18 av 43

3.3.4 Miljørisiko for marine pattedyr Høyest risiko for skade på marine pattedyr er beregnet for steinkobbe i sommerhalvåret, med henholdsvis 25,1 % og 26,3 % av akseptkriteriet i sommersesongen i kategoriene Betydelig og Alvorlig miljøskade. Vintersesongen (høst og vinter) har sammenliknet med sommersesongen (vår og sommer) et lavere miljørisikoutslag (Figur 6-11).Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger: 4,9 % for Mindre miljørisiko om våren (oter) 19,9 % for Moderat miljørisiko om våren (oter) 25,1 % for Betydelig miljørisiko om sommeren (steinkobbe) 26,3 % for Alvorlig miljørisiko om sommeren (steinkobbe) Figur 3-8: Miljørisiko forbundet med utblåsning fra presentert for marine pattedyr for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som gir høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 19 av 43

3.3.5 Miljørisiko for strandhabitat Miljørisiko for strandhabitat er beregnet for alle årets måneder, og resultatene presenteres sesongvis. Risikoen knyttet til strandhabitat er beregnet å være høyest om våren og sommer med: 8,1 % i kategorien Mindre miljøskade (våren) 12,6 % i kategorien Moderat miljøskade (våren) 7,6 % i kategorien Betydelig miljøskade (sommer) 1,9 % i kategorien Alvorlig (sommer) 3.3.6 Miljørisiko for fisk For fisk er det ikke beregnet tapsandeler av en slik størrelse at det anses som relevant å ta videre i miljørisikoberegningene [1]. 3.4 Konklusjon - miljørisiko Miljørisikoen forbundet med boring av ligger, for alle VØK-kategoriene, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) for den aktuelle boresesongen. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen 7125/4-3 Ensis er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko i vinterhalvåret. Det er satt vilkår i utvinningstillatelsen om at leteboring i oljeførende lag ikke er tillatt i perioden 1. mars til 31. august. 4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem av OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. På grunn av boretidsbegrensninger og høy miljørisiko i sommerhalvåret er beredskapsanalysen kun gjennomført for vintersesongen. Boringen er planlagt Q4 2013/Q1 2014. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under. 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 skal også ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe et oljeutslipp 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 20 av 43

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 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 prioritert område. Kapasiteten skal være tilstrekkelig til at området er tilbakeført til opprinnelig stand (før stranding av emulsjon) innen 100 døgn. Strandsanering skal kunne påbegynnes innen 95-persentil av korteste drivtid inn til prioritert område. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [4], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin veiledning [5] og NOFO [6]. Fartøyene som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barrierene: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktssystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) Et NOFO-system (Figur 4-1) består av: - Et oljevernfartøy et forsyningsfartøy med oljevernklasse (OR) - En 400 meters lense - En oljeopptaker, tradisjonell Transrec eller opptaker for voksholdig olje med høy viskositet - Et slepefartøy - Lagringskapasitet for oljeemulsjon på minimum 1000 m 3 - NOFO-personell Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 21 av 43

Figur 4-1: Konfigurasjon av en NOFO-lense med slepebåt 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 Krav til oljevern i barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, under leteboring på Ensis er satt ut fra beregnet systembehov basert på vektet rate og forventet oljetype. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordampning, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Statoil har valgt å gjøre beregninger for to vinter på grunn av boretidsbegrensinger og høy miljørisiko på sommer. For vinterstid benyttes egenskaper ved vindstyrke 10 m/s. Utregningen viser hvor mange systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde ved disse betingelsene. For dimensjonering av barriere 2 beregnes det antall systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde 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. Disse dataene hentes fra NOFO sine nettsider. I beregningen av systembehov for barriere 1 og 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. 4.4 Dimensjonering av barriere 3 og 4 For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er det beregnet behov for systemer med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. For å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen i barriere 3 og 4, har Statoil valgt å dimensjonere slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding ifølge oljedriftsimuleringer skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskapen er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapssystemene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Prinsippet om grunnberedskap fører til at Statoil tar hensyn til både mengde og utstrekning av maksimalt strandet mengde emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 22 av 43

Det er videre lagt til grunn effektiv kartlegging av forurensningen og dirigering av bekjempelsesenheter til denne, noe som gir en antagelse om tilstrekkelig tilgang på emulsjon i 30 til 50 % av tiden. 4.5 Dimensjonering av barriere 5 For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon til prioriterte områder. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert område. Basert på tidligere 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. 4.6 Analysegrunnlag 4.6.1 Oljens egenskaper Forventet oljetype ved en hendelse på Ensis er Goliat Realgrunn. Tabellen under viser forvitringsegenskapene til Realgrunn-oljen etter 2 og 12 timer, for vinter og sommer. Realgrunn forventes å ha potensiale for kjemisk dispergering både vinter og sommer, men da dette kun er en analog olje er disse dataene usikre for Ensis. Tabell 4-1: Forvitringsegenskaper for Realgrunn-olje Vanninnhold (%) Fordampning (%) Nedblanding (%) Viskositet av emulsjon (cp) Vinter 5 ºC - 10 m/s Sommer 15 ºC - 5 m/s 2 timer 47 20 12 timer 70 61 2 timer 21 19 12 timer 28 27 2 timer 4 0 12 timer 18 2 2 timer 2000 760 12 timer 4200 1600 4.6.2 Utslippsscenarier Tabellen nedenfor viser to utslippsscenarier som det beregnes beredskap for. Dimensjonerende utblåsningsrate for Ensis-boringen er 2160 m 3 /døgn [1]. Tabell 4-2: Utslippsscenarier ved Ensis-boringen Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 23 av 43

Utblåsning 2160 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar Dimensjonerende utblåsningsrate for Ensis Mindre utslipp - 100 m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering 4.6.3 Forutsetninger for oljevernressurser 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/tilflyt av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer under 10000cP). Denne kapasiteten er under nærmere studie, og antas å være konservativ. Funksjonene som er områdespesifikke er kalibrert mot Ensis og omtalt i det følgende, for flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [4]. 4.6.3.1 Operasjonslys Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for/i 5 regioner. For Ensis (region 5) er operasjonslys oppsummert i tabell 4-3. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 24 av 43

Figur 4-2. Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 4-3: Andel operasjonslys i region 5, hvor Ensis befinner seg Vinter Sommer Operasjonslys 23 % 100 % 4.6.3.2 Bølgeforhold i åpent hav Bølgeforhold i åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Basert på lokasjon er stasjon 25 antatt representativ for Ensis. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO og Kystvaktssystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-4. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-5. Figur 4-3: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold åpent hav Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 25 av 43

Tabell 4-4: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved Ensis som ved stasjon 25 Vinter Sommer NOFO-system 51 % 77 % Tabell 4-5: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved Ensis som ved stasjon 25 Vinter Sommer NOFO-system (Hs < 4 m) 77 % 99 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 77 % 99 % 4.6.3.3 Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner for region 2 som vist i Figur 4-4. Stasjon 4 og 3 er antatt representative for bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem gitt en hendelse på Ensis. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-7. Figur 4-4: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen Tabell 4-6: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved Ensis som ved stasjon 4 Vinter Sommer Kyst-system 39 % 65 % Fjord-system 66 % 72 % Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 26 av 43

Tabell 4-7: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved Ensis som ved stasjon 3 Vinter Sommer Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 93 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 99 % 4.6.4 Plassering og avstander for beredskapssystemer Figur 4-5 viser plasseringen av NOFO-utstyr per juni 2013. Avstanden fra oljevernressurser til Ensis, frigivelsestid og gangfart til de ulike systemene, er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen og presentert i Tabell 3-8. Figur 4-5: NOFOs utstyrsoversikt per juni 2013 Tabell 3-8: Avstander fra Ensis til oljevernressurser benyttet i analysen Oljevernressurser Avstand fra Ensis (nm) Supplybåt - Ensis - Barentshavet 2 Esvagt Aurora - Barentshavet 60 Base Hammerfest 70 Base Hammerfest 70 Redningsskøyte Havøysund 40 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 27 av 43

Tabell 4-9: Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av responstid i barriere 1 og 2 Gangfart, beredskapsfartøy 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 lensene ut på vannet 14 knop 10 timer 30 timer 48 timer Tampen: 1 time Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer Sleipner/Volve: 3 timer Ula/Gyda: 6 timer Esvagt Aurora (Barentshavet): 4 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 1 time frigivelsestid 1 time 4.6.5 Resultater fra oljedriftsberegninger influensområder og stranding Influensområdet til Ensis er beregnet sesongvis for både overflate- og sjøbunnsutslipp [1]. Størst utstrekning av influensområdet er gitt ved overflateutslipp. Influensområdet for vinter er vist i Figur 4-6. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 28 av 43

Figur 4-6: Influensområdet for Ensis, for henholdsvis overflate- og sjøbunnsutslipp vinter Korteste drivtid fra Ensis til land, representert ved 95-persentilen, er beregnet til å være 2,7 døgn [1]. Størst mengde strandet oljeemulsjon, representert ved 95-persentilen, er 1312 tonn for vintersesongen [1]. Innenfor influensområdet er det for vintersesongen 4 NOFO-eksempelområder identifisert som prioriterte områder. Strandingstatistikk for vintersesongen er gitt i Tabell 4-10. Tabell 4-10: Strandingsstatistikk for oljeemulsjon i prioriterte områder, beregnet fra de stokastiske oljedriftsimuleringene for utblåsninger under boring på Ensis. Kun prioriterte områder med strandingssannsynlighet større enn 5 %, med kortest strandingstid og størst mengde strandet oljeemulsjon er vist. Korteste strandingstid og størst mengde strandet oljeemulsjon er representert ved 95-persentilen Område Vinter Strandet masse (tonn) Drivtid (Døgn) Nordkinn 272 4,3 Kongsfjord 11 11 Sværholtklubben 17 9,5 Nordkinnhalvøya 30 7,5 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 29 av 43

Hvert prioriterte område skal ha egne strategiplaner, som inneholder kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi samt tematisk kartmateriale (basiskart, verneområder, operasjonsdyp og tørrfallsområder, strandtyper og adkomst og infrastruktur). 4.7 Resultater - Beredskapsbehov og responstider 4.7.1 Barriere 1 og 2 nær kilden og åpent hav Systembehov er beregnet for dimensjonerende hendelse (Tabell 4-11). Realgrunnoljen er forventet å ha begrenset potensiale for kjemisk dispergering. Kjemisk dispergering bør vurderes som tiltakstype for mindre utslipp og som supplement til mekanisk opptak. For dimensjonerende hendelse er det beregnet behov for 2 system i barriere 1 og 2 system i barriere 2 på vinterstid. Best oppnåelig responstid for første system i barriere 1 er 2 timer (forutsetter utstyr plassert på fartøy i stand-by ved riggen, med tilhørende slepefartøy tilgjengelig). Best oppnåelig responstid for fullt utbygd barriere 1 og 2 (4systemer) er 36 timer. Tabell 4-11: Antatt systembehov for barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning à 2160 Sm3/døgn Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Utstrømningsrate (Sm3/d) 2160 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 21 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 4 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1620 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 47 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 3057 Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >10.000 cp)? Nei Behov for NOFO-systemer (Barriere 1) 2 Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 1914 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 1015 Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 28 Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 18 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 802 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 70 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 2672 Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >10.000 cp)? Nei Behov for NOFO-systemer (Barriere 2) 2 Totalt behov for NOFO-systemer (Barriere 1 og 2) 4 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 30 av 43

Tabell 4-12 Beregnet systembehov for et mindre utslipp - punktutslipp på 100 Sm3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Utslipp (Sm3) 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 21 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 75 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 47 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 142 Behov for NOFO-systemer 1 4.7.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone 95-persentil av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning uten bekjempelse, er 1312 tonn vinterstid og 2449 tonn sommerstid. Det antas at 95-persentil av størst strandet mengde strander over 10 døgn. Ved å ta effektiviteten av barriere 1 og 2 i betraktning, gir dette en tilførselsrate på 67 tonn/døgn vinterstid og 35 tonn/døgn sommerstid. Vinterstid blir dimensjonerende scenario i beredskapsøyemed, på tross av at det er mindre mengde strandet emulsjon sammenlignet med sommer. Om vinteren er beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 beregnet til 1 kystsystem og 1 fjordsystem. Influensområdet til letebrønn Ensis omfatter 4 utvalgte områder i vintersesongen: Nordkinn, Kongsfjord, Sværholtklubben og Nordkinnhalvøya. Det settes krav til etablering av grunnberedskap for samtlige av disse 4 områdene. Grunnberedskapen består av 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Responstiden i barriere 3 og 4 settes til 2,7 døgn basert på minste drivtid til land [1]. Tabell 4-13: Beregnet systembehov i barriere 3 og 4 ved dimensjonerende hendelse. Parameter Vinter 5 C - 10 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 1312 Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 37,4 Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 822 Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 18,7 Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 668 Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 67 Antatt behov for Kystsystemer 1 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm3/d) 55 Antatt behov for Fjordsystemer 1 Antall prioriterte områder 4 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 31 av 43

Totalt behov for Kystsystemer (inkludert grunnberedskap for prioriterte områder) 4 Totalt behov for Fjordsystemer 4 Det settes krav til 4 Kystsystemer (type A eller B) og 4 Fjordsystemer (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 7125/4-3. Responstiden er satt til 2,7 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. For hvert prioritert område er det behov for strategiplaner og detaljerte kart. Strategiplanene skal inneholde en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet skal foreligge som storformat PDF-dokument (A1-format), tilgjengelig for utskrift ved behov. Følgende kart foreligger for de prioriterte områdene: - Basiskart - Verneområder - Operasjonsdyp og tørrfallsområder - Strandtyper - Adkomst og infrastruktur 4.7.3 Barriere 5 strandsanering Basert på beregninger gjort for tidligere erfaringer i Barentshavet, 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. Det er beregnet for at strandrensing skal være gjennomført innen 100 døgn. Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Beregnet behov for antall strandrenselag og responstid i barriere 5 er presentert i Error! Reference source not found.4-14. Responstiden er lik 95-persentilen av strandingstiden inn til hvert prioritert område. Tabell 4-14: Beregnet behov for antall strandrenselag og responstid per prioritert område responstidområde Område Strandet mengde Strandingstid Antall emulsjon P95 (døgn) strandrenselag P95 (tonn) Nordkinn 4,3 272 2 Nordkinnhalvøya 7,5 30 1 Sværholtklubben 9,5 17 1 Kongsfjord 11 11 1 4.7.4 System for fjernmåling Med fjernmåling menes et system som uavhengig av sikt, lys og værforhold kan oppdage utslipp fra innretninger og forurensning på havoverflaten (deteksjon), samt bestemme posisjon, areal og bekjempbarhet (kartlegging). Fjernmåling innebærer datainnsamling og tolking, ikke beregning av prognoser frem i tid. Fjernmålingssystemet skal oppfylle følgende fire mål: Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 32 av 43

Å detektere hydrokarboner på havoverflaten, Å posisjons- og arealbestemme mulig akutt oljeforurensning på havoverflaten ved hjelp av fjernmåling, for deretter å vurdere bekjempbarhet og mengde, Å overvåke en aksjon for å sikre at beredskapsressursene blir best mulig utnyttet under de rådende sikt- og lysforhold, Å bidra til å dokumentere en aksjons forløp. For letebrønner vil tap av brønnkontroll, som kan medføre utslipp av hydrokarboner, raskt bli oppdaget da boreprosessen overvåkes kontinuerlig. Det vil være behov for oljedetekterende radar og IR-sensorer i den operasjonelle delen av oljevernberedskapen for å kunne utføre optimal operasjon. Slikt utstyr vil være tilgjengelig i Barentshavet både på fartøy, helikopter og fly gjennom allerede eksisterende NOFO-ressurser. 4.7.5 Bruk av kjemisk dispergering som bekjempelsesmetode Statoil ønsker å benytte kjemisk dispergering som primær bekjempelsesmetode ved mindre utslipp og i kombinasjon med mekanisk oppsamling ved større utslipp. Vurderingen vil være basert på værforhold, omfanget av utslippet, teoretiske og faktiske observasjoner av naturressurser i området, samt den teoretiske og faktiske dispergerbarheten til oljen. Siden dette er en leteboring forholder vi oss til egenskapene til en analogolje, og når det gjelder dispergering er det vanskelig å si noe om oljens reelle egenskaper. Oljeprøve for test av dispergering vil dermed være med å avgjøre bruken av dispergering. Basert på oljedriftssimuleringer vil det være mulighet for stranding ved et større utslipp, og det er mulighet for stranding i prioriterte områder. Det antas at dispergering vil kunne forhindre eller vesentlig redusere stranding av overflateolje/emulsjon. I vintersesongen er tilstedeværelse av sjøfugl forventet å være liten og bruk av dispergering ikke ansett som den metoden med minst miljøbelastning. Faktiske observasjoner av naturressurser vil foretas gjennom miljøundersøkelser og danne videre grunnlag for vurdering av dispergering. 4.8 Oppsummering av krav til beredskap Tabell 4-15 oppsummerer Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning i barriere 1 til 5 for Ensis, gitt en dimensjonerende hendelse, basert på vintersesongen. Tabell 4-15: Statoils krav til beredskap for boring av letebrønn Ensis (vinter) Barriere 1 & 2 Barriere 3 & 4 Antall og type systemer 4 NOFO-system 4 Kystsystemer (type A eller B) 4 Fjordsystemer (type A eller B) Responstid Første system innen 2 timer Fullt utbygd barriere innen 36 timer Fullt utbygd barriere innen 2,7 døgn Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 33 av 43

Barriere 5 5 strandrenselag i 100 dager fordelt på 4 områder Varierende responstid, mellom 4,3 til 11 døgn Dispergering Fjernmåling og miljøundersøkelser Bruk av dispergering som bekjempelsesmetode, hvis dette medfører minst total miljøbelastning Akutt oljeforurensning av betydning skal oppdages raskest mulig og senest innen 1 time. Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Referanser [1] DNV (2013) Miljørisikoanalyse (MRA) for i PL393 i Barentshavet [2] OLF (2007) "Veileder for miljørettet risikoanalyse" [3] SINTEF (2001) Forvitringsegenskaper på sjøen for Goliat Realgrunn [4] Statoil (2012) Beredskap mot akutt oljeforurensning. Metode, Ytelseskrav, Forutsetninger [5] OLF (2007) "Veileder for miljørettet beredskapsanalyse" [6] NOFO, www.nofo.no Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 34 av 43

Vedlegg A Blowout scenario analysis exploration well Ensis (7125/4-3) Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Ensis (7125/4-3) Kari Apneseth, TPD TEX SSC ST Fornebu, 17 th April 2013 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Ensis (7125/-4-3). 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 2.26 10-4. The oil blowout rates range between 1800 and 3100 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 4 % probability. 1 Introduction Statoil is planning to start drilling the Ensis (7125/-4-3) exploration wells in the Barents Sea in Q4 2013. The semisubmersible drilling rig, West Hercules, is planned used for drilling the well. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates with BlowFlow /3/ Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project. 2 Well specific information Water depth at well location is 293.7 meters MSL. The distance RT-MSL of West Hercules is 31 meters. The main target of the well is to penetrate the Knurr sst. formation. The planned well design is to set a 30 casing above the reservoir at approximately 325 meters TVD RKB. Top of Knurr reservoir is expected at 893 meters MD RKB and will be penetrated in the 8 ½ diameter section. Total depth will be at about 1013 meters TVD RKB. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 35 av 43

Figure 1: Well Schematic for well 7125/4-3 Ensis. The overall probability of oil discovery is 23%. The fluid in the Knurr formation is expected to have a GOR of 80 Sm 3 /Sm 3 and the reservoir pressure is expected to be 109 bar (112 bar for the Knurr poor oil reservoir section). Other reservoir data for Ensis is presented below in Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 36 av 43

Table 1. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 37 av 43

Table 1: Reservoir data for well 7125/4-3 Ensis Target name Knurr_good_oil Knurr_poor_oil Top reservoir m RKB 893 898 Gas/oil/water contact(s) m RKB 893/942 893/942 HC bearing formation thickness m TVT 5 44 Total formation thickness m TVT 5 44 Net/Gross v/v 0,8 0,3 Fluid type Oil oil Porosity % 28 28 Permeability md 2000 50 PI @ 5 m exposure (kick) Sm3/d/bar 44,23 - PI @ all exposure (swab) Sm3/d/bar 44,23 11,31 Oil density g/cc (res. Cond.) 0,761 0,761 Oil density g/cc (stand. Cond.) - - Reference well for fluid density 7125/4-1 Nucula 7125/4-1 Nucula GOR Sm3/Sm3 80 80 Viscosity cp 1,211 1,211 Formation volume factor, B Rm3/Sm3 1,279 1,279 Bubble Point Pressure, Pb bar 94,9 94,9 Reservoir pressure bar 109,029 112 Reservoir pressure reference depth m MSL 893 898 Reservoir temperature C 31 32 3 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Ensis is oil, an oil blowout frequency is used below; P(blowout wildcat exploration, oil well) = 2.26 10-4 per well Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 38 av 43

The frequency relate 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, normally the 8 ½ section, which is the case for Ensis. West Hercules will be used for drilling the wells. This is a semi submersible drill rig which will be kept in position by a dynamic positioning system (DP) during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 2.26 10-4 0,90 = 2.0 10-4 P(blowout with surface release) = 2.26 10-4 0,10 = 0.2 10-4 4 Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed have been calculated by BlowFlow. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of Knurr sst. exposed 2 Drilling ahead Knurr 50% exposed 3 Tripping Knurr fully exposed The simulation results established in BlowFlow are shown below in Table 2. Table 2: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities Section Scenarios Scenario Blowout rates*, Blowout rates*, probability Surface (Sm3/d) Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% 2400 1800 8 ½ Drilling ahead 40% 2500 2000 Tripping 40% 3100 2300 Sum: 100% 2700 2100 * Adjusted towards the nearest hundred. It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 39 av 43

5 Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 3. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 3: Time to drill a relief well (days), ref /3/ Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions 1 1 2 - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 10 20 30 - drilling, 12 ¼ 15 20 30 - geomagnetic steering into the well* 7 12 20 - killing the well* 1 2 5 * Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation. The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 34 and 87 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 3. The expected time found is 58 days. A probability distribution is presented in Figure 2. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 40 av 43

Figure 2: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 4 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/. Based on Table 4 maximum blowout duration is suggested to be 70 days. Table 4: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Duration Surface blowout Seabed blowout (days) (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,406 0,282 28 0,007 0,017 1 0,127 0,098 35 0,004 0,009 2 0,131 0,114 42 0,002 0,006 5 0,144 0,157 49 0,005 0,012 7 0,038 0,052 56 0,022 0,045 10 0,031 0,048 63 0,030 0,060 14 0,021 0,037 70 0,015 0,029 21 0,016 0,034 *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,01) are added to the probability of the preceding duration category. Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 41 av 43

Figure 3. In Figure 4 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Figure 3: Blowout duration described by probability distributions Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 42 av 43

Figure 4: Blowout duration described by cumulative distributions 6 References /1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2008, Sintef Technology and Society, December 2008. /2/ Scandpower: Blowout and Well Release Frequencies based on Sintef Offshore Blowout Database 2011, 2012 /3/ Statoil: inputdata MRA leteboringer Ensis, word document. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2014-06-21 Side 43 av 43