Miljørisikoanalyse (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 16/4-11 i PL 359

Miljørisikoanalyse (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 16/4-11 i PL 359 Lundin Norway AS Rapportnr.: 2017-0920, Rev. 00 Dokumentnr.: 116EU76C-3 Dato: 2017-10-12

Innholdsfortegnelse DEFINISJONER OG FORKORTELSER... 1 1 INNLEDNING... 3 1.1 Aktvitetsbeskrivelse 3 1.2 Hensikt/formål 4 1.3 Lundins akseptkriterier for akutt forurensning 4 1.4 Gjeldende regelverkskrav 5 2 MILJØRISIKOANALYSE... 6 2.1 Metode referansebasert Miljørisikoanalyse 6 2.2 Viktige parametere for å evaluere miljørisiko 6 2.2.1 Lokasjon 8 2.2.2 Oljetype 8 2.2.3 Utblåsningsrater og -varigheter 9 2.2.4 GOR (Gas-Oil-Ratio) 11 2.2.5 Sannsynlighet for utblåsning 11 2.3 Postprosessering oljedrift- resultater 12 2.3.1 Stranding 14 2.3.2 Vannsøylekonsentrasjoner 16 2.4 Skadebasert miljørisiko 17 2.4.1 Utvalgte VØK for analysen 17 2.4.2 Miljørisiko -resultater 19 3 BEREDSKAPSANALYSE FOR AVGRENSNINGSBRØNN 16/4-11... 21 3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse 21 3.1.1 Effektivitet 21 3.1.2 Kapasitet og dimensjonering 22 3.1.3 Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering 22 3.2 Oljetype og forvitringsegenskaper 23 3.2.1 Luno II råolje 23 3.3 Utblåsningsrate 25 3.4 Beredskapsbehov åpent hav (barriere 1a og 1b) 25 3.5 Beredskapsbehov Kyst og Strand (barriere 2 og 3) 28 3.6 Konklusjon beredskapsanalyse 29 4 REFERANSER... 31 Appendix A Appendix B Gjeldende regelverkskrav Metodikk for miljørettet risikoanalyse DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page ii

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 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 Responstid Sammenlagt mobiliseringstid, gangtid og utsettelse av lenser. Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 1

Sannsynlighet for treff Systemeffektivitet THC TVD VØK 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 Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 2

1 INNLEDNING 1.1 Aktvitetsbeskrivelse Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av avgrensningsbrønn 16/4-11 i PL359 i Nordsjøen. Brønnen ligger ca. 168 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland (Figur 1). Vanndypet i området er ca. 100 meter. Boringen har tidligste oppstart februar 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen COSL Innovator. Som forberedelse til den planlagte operasjonen på brønnen er det gjennomført en miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse for aktiviteten. Basisinformasjon for aktiviteten er oppsummert i Tabell 1. Miljørisikoanalysen ble planlagt som en referanseanalyse mot letebrønn Rovarkula som ligger 46 km nord-øst for brønn 16/4-11. Rovarkula ble boret i 2016, og det ble gjennomført en skadebasert miljørisikoanalyse for brønnen i slutten av 2015 (DNV GL, 2015). Utblåsningsstudiet for brønn 16/4-11 viste at den høyeste utblåsningsraten for Rovarkula (18760 Sm 3 /d) er høyere enn høyeste rate for 16/4-11 (14940 Sm 3 /d), men den vektede raten for 16/4-11 er høyere enn den vektede raten for referansebrønn Rovarkula (hhv. 5590 Sm 3 /d og 4389 Sm 3 /d). Den vektede varigheten er også noe høyere for 16/4-11 grunnet lengere lengste varighet. Det er derfor gjennomført en postprosessering av oljedriftsmodelleringen som ble gjort for Rovarkula i 2015 (med OSCAR versjon 6.2), for å få resultater som ivaretar den høyere vektede raten og varigheten for 16/4-11. 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). Postprosesserte data for brønn 16/4-11 basert på oljedriftsmodelleringen gjennomført for Rovarkula er lagt til grunn for strandingsmengder og drivtider i beredskapsanalysen. Figur 1 Lokasjon av brønn 16/4-11 Luno II og Rovarkula i Nordsjøen. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 3

Tabell 1 Basisinformasjon for avgrensningsbrønn 16/4-11. Brønnlokasjon 02 14' 25,30" Ø, 58 40' 16,11" N Analyseperiode Helårlig, fordelt på 4 sesonger Vanndybde 100 meter Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 168 km (Utsira) Oljetype Luno II (851 kg/m 3 ) Riggtype COSL Innovator (halvt nedsenkbar borerigg) Utblåsningsrater Vektet varighet Vektet rate, overflate: 5590 Sm 3 /døgn Vektet rate, sjøbunn: 5560 Sm 3 /døgn Overflateutblåsning: 10,2 dager Sjøbunnsutblåsning: 10,6 dager GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 237 Tid for boring av avlastningsbrønn 60 døgn Aktiviteter Avgrensningsboring Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn) VØK arter/ populasjoner vurdert Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat for Barentshavet Forventet borestart Februar 2018 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 (Rovarkula) 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, 2015) 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 forurensning Lundin har som en integrert del av deres styringssystem definert akseptkriteriene for miljørisiko. For avgrensningsbrønn 16/4-11 benyttes Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 2). Disse er tilsvarende de som ble benyttet for Aker BP i referanseanalysen, Rovarkula. Akseptkriteriene angir den øvre grensen for hva Lundin har definert som en akseptabel risiko knyttet til egne aktiviteter DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 4

(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 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 i Appendix A. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 5

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 Miljøakseptkriterier Spesielt sårbar årstid Klimatiske forhold Influensområde oljedrift 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 16/4-11 har blitt sammenliknet med samsvarende parametere i miljørisikoen for Rovarkula (DNV GL, 2015). Tabell 3 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 Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 6

Tabell 3 Sammenstilling av parametere for brønn 16/4-11 og referansebrønn Rovarkula (AddEnergy, 2017; DNV GL, 2015). Parameter 16/4-11 Luno II Rovarkula 2015 Kriterium for sammenlikning Resultat av sammenlikning Operatør Lundin Det Norske -- -- Posisjon (Geografiske koordinater) 58 40' 16.11" N 02 14' 25.30" Ø 59º 05 34.32 N 02º 13 44.96 Ø -- -- Avstand til Rovarkula (km) 47 -- Mindre enn 50 km Ok PL 359 626 -- -- Brønntype Avgrensningsbrønn Letebrønn -- -- Olje Luno II (SINTEF, 2014) Ivar Aasen (SINTEF, 2012) -- Se kap. 2.2.2 Oljens tetthet 851 838 Tilsvarende Se kap. 2.2.2 Dyp (m) 100 115 Tilsvarende Ok GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 237 166 Tilsvarende Ok Avstand til land (km) Ca. 168 km til Utsira Ca. 154 km til Utsira Tilsvarende eller lengre avstand til land Ok Rater overflate (Sm 3 /d) 1270-14940 1930-18760 -- -- Vektet rate overflate (Sm 3 /d) 5590 4389 Tilsvarende eller lavere rate Se kap. 2.2.3 Rater sjøbunn (Sm 3 /d) 1270-14720 - -- -- Vektet rate sjøbunn (Sm 3 /d) 5560 - Tilsvarende eller lavere rate na Lengste varighet (d) 60 52 Tilsvarende eller kortere varighet Vektet var. top 7* 9,4 Tilsvarende eller kortere varighet Se kap. 2.2.3 Se kap. 2.2.3 Frekvens 1,42 x 10-4 1,49 x 10-4 Tilsvarende Se kap. 2.2.5 Topside/subsea fordeling 20/80 % 100/0 % Tilsvarende Se kap. 2.2.5 Riggtype COSL Innovator (semi sub flyter) Maersk Interceptor (Jackup) -- -- Analyseperiode Hele året Hele året Må dekke planlagt boreperiode. Ok Seapop datasett Akseptkriterier 2013 (åpent hav)/2017 (kystnære) Lundins Operasjonsspesifikke akseptkriterier 2013 (Åpent hav)/ 2015 (Kystnære) Det Norskes (Aker BP) Operasjons-spesifikke akseptkriterier Høyeste risiko -- Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 18 % av akseptkriteriet for moderat Miljøskade i vintersesongen. -- -- Tilsvarende Ok -- Ok *vektet varighet i utblåsningsstudiet for 16/4-11 er satt til 7 døgn og dette er basert på 3 varigheter med tilhørende sannsynligheter (AddEnergy, 2017). For å få bedre resultater ved oljedriftsmodellering anbefales bruk av flere varigheter. Ved bruk av 5 varigheter blir vektet varighet for overflate 10,2 dager for brønn 16/4-11 (Lloyd s, 2017). DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 7

2.2.1 Lokasjon Brønn 16/4-11 ligger ca. 168 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland, og 46 km sør-vest for for referansebrønn Rovarkula (Figur 1). 2.2.2 Oljetype Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Det forventes å finne hydrokarboner, og det er valgt å benytte Luno II olje (SINTEF, 2014) som referanseolje i analysene for miljørisiko- og beredskap. Referanseoljen har egenskaper tilsvarende den oljen man forventer for denne brønnen. Luno II er en middels tung parafinsk råolje. Oljen har en tetthet på 851 kg/m 3 med middels asfalteninnhold (0,5 %) og lavt voksinnhold (2,7 %) sammenliknet med andre oljer på norsk sokkel. Avdampning fra havoverflaten vil imidlertid føre til en oppkonsentrering av voks, asfaltener og andre residier. Med tid på havoverflaten vil dette føre til dannelse av en stabil emulsjon som må kunne påregnes å ha lang levetid på sjøen både ved sommer- og vinterforhold (SINTEF, 2014). I analysen for letebrønn Rovarkula ble Ivar Aasen brukt som referanseolje. En sammenstilling av parametere for de to oljetypene er gitt i Tabell 4. Tabell 4 Parametere for Luno II olje som er valgt som referanseolje for brønn 16/4-11, og for Ivar Aasen olje som ble benyttet i spredningsberegningene for letebrønn Rovarkula. Parameter Ivar Aasen råolje (SINTEF, 2012) Luno II råolje (SINTEF, 2014) Oljetetthet [kg/ m³] 838 851 Maksimum vanninnhold ved 13 C [volum %] 80 83 Viskositet, fersk olje ved 5 ºC (10s -1 ) [cp] 65 22 Voksinnhold, fersk olje [vekt %] 4,0 2,7 Asfalteinnhold, fersk olje [vekt %] 0,10 0,5 Figur 2 viser emulsjon på overflaten for de ulike referanseoljene ved vindhastighet 10 m/s og temperatur 5 C. Figuren viser at Ivar Aasen oljen vil ha større emulsjonsmengde på overflaten frem til ca. 80 timer etter utslippet, og at Luno II olje vil ha større emulsjonsmengder på overflaten etter dette. Dette kan forklares ved at Ivar Aasen oljen har høyere viskositet enn Luno II olje, og at at Luno II har høyere maksimalt vannopptak som gjør seg gjeldende etter noe tid på sjø. Luno II olje oppnår en høy viskositet etter få timer på sjø, og det vil kunne være behov for Hi-Visc oljeopptaker ved en eventuell oljevernaksjon. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 8

Figur 2 Emulsjon på overflaten for Ivar Aasen olje og Luno II olje etter 1-120 timer på sjø, ved vindhastighet 10 m/s og temperatur 5 C (SINTEF, 2012; SINTEF, 2014). 2.2.3 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. For brønn 16/4-11 er denne satt til 60 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (AddEnergy, 2017). Vektet rate for 16/4-11 gitt en overflateutblåsning er 5590 Sm 3 /døgn og 5560 Sm 3 /døgn gitt en sjøbunnsutblåsning (Tabell 5). AddEnergy har i sitt studie brukt tre varigheter, men resultatene blir mer nøyaktige med flere varigheter i OSCAR, og det er er derfor valgt å modellere med 5 varigheter. Varighetsfordelingen er basert på statistikk fra SINTEF (Lloyd s, 2017) og gir vektet varighet for overflateutblåsning på 10,2 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 10,6 døgn. For referansebrønn Rovarkula var lengste varighet beregnet til 52 døgn (AddEnergy, 2015). Brønnen hadde 100 % sannsynlighet for overflateutblåsning. Vektet rate var 4389 Sm 3 /døgn for overflateutblåsning og den vektede varigheten for Rovarkula var 9,4 døgn. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 9

Tabell 5 Rateberegninger for brønn 16/4-11 gitt en overflateutblåsning (øverst) eller sjøbunnsutblåsning (nederst) (AddEnergy, 2017). Postprosessering Den høyeste utblåsningsraten for Rovarkula (18760 Sm 3 /d) er høyere enn høyeste rate for 16/4-11 (14940 Sm 3 /d), men den vektede raten for 16/4-11 er høyere enn den vektede raten for referansebrønn Rovarkula. Den vektede varigheten er også noe høyere for 16/4-11 grunnet lengere lengste varighet. Det ble derfor gjennomført en postprosessering av oljedriftsmodelleringen som ble gjort for Rovarkula i 2015 for å få resultater som ivaretar den høyere vektede raten og varigheten for 16/4-11. Ved en slik postprosessering vil rate- og varighetsmatrisen til den opprinnelige oljedriften vektes slik at den ivaretar vektet rate og vektet varighet for den aktuelle brønnen. I en postprosessering er det sannsynlighetene for rater og varigheter samt sannynlighet for utblåsning som kan endres. Ratene og varighetene tidligere modellert vurderes opp mot ratene og lengste varighet beregnet i utblåsningsstudiet for den nye aktiviteten, og sannsynlighetene vil justeres for å få et vektet bilde som ivaretar den nye aktiviteten. For noen av ratene/varighetene vil det bli konservative vektinger, mens det for andre rater/varigheter blir mindre konservative vektinger. Rate-/varighetsmatrisen som ligger til grunn for strandingsresultater og miljørisikoanalysen for brønn 16/4-11 er gitt Tabell 6. Matrisen er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2017) for brønn 16/4-11 og data som ble modellert for brønn Rovarkula (AddEnergy, 2015). Postprosesseringen ivaretar vektet rate, vektet varighet og sannsynlighet for utblåsning for brønn 16/4-11, men oljedriftsmodelleringen som postprosesseringen baserer seg på er modellert med Ivar Aasen olje og er modellert i lokasjonen for Rovarkula. Postprosesseringen vil allikevel gi en godt bilde på forventede strandingsmengder og miljørisiko ved en eventuell utblåsning fra brønn 16/4-11. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 10

Tabell 6 Rate- og varighetsfordeling for postprosessering for brønn 16/4-11 (AddEnergy, 2015; AddEnergy, 2017). Matrisen er basert på oljedriftsmodellering gjennomført for brønn Rovarkula i 2015, og er oppdatert/vektet for å ivareta utblåsninsgdata for brønn 16/4-11. Utslippslokasjon Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Varigheter (dager) og sannsynlighetsfordeling 2 5 15 35 60 Sannsynlighet for raten Overflate 100 % 1962 8 % 3377 3 % 5172 52,08 % 18,67 % 17,32 % 5,96 % 5,97 % 59 % 6835 29 % 14690 2 % 2.2.4 GOR (Gas-Oil-Ratio) GOR (gas-oil-ratio) gir en indikasjon på hvor mye gass den forventede oljen i brønnen inneholder. En høyere GOR kan gi tynnere oljefilm på overflaten fordi oljen fra sjøbunnsutslipp vil få mindre dråpestørrelser i vannsøylen, men dette er også avhengig av oljetype og dens forvitringsegenskaper. Sjøbunnsutslipp er ikke inkludert i analysen, da referansebrønn Rovarkula konservativt var modellert med 100 % sannsynlighet for overflateutblåsning. 2.2.5 Sannsynlighet for utblåsning Brønn 16/4-11 er en avgrensningsbrønn der det forventes å finne olje. Basert på SINTEF offshore blowout database 2016, er den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,42 x 10-4 for en gjennomsnittsbrønn (Lloyd s, 2017). For Rovarkula ble den totalt utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,49 x 10-4 for en letebrønn og denne var hentet fra Lloyd s 2015 rapporten, som var basert på SINTEF offshore blowout database 2014. Brønn 16/4-11 er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen COSL Innovator. Riggen 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, ved boring med en halvt nedsenkbar rig er satt til henholdsvis 80 % / 20 % (Lloyd s, 2017). Letebrønn Rovarkula ble boret med en Jack-up rig med BOP plassert på overflate. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate under boring, ved boring med en jack-up rig var satt til henholdsvis 33 % / 67 % (Lloyd s, 2015), men Det Norske (Aker BP) hadde konservativt valgt å sette sannsynlighetsfordelingen for utblåsning til 100 % overflate (DNV GL, 2015). DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 11

2.3 Postprosessering oljedrift- resultater For modellert overflateutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 10 km ruter) for fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desemberfebruar). Influensområdene ( 5 % treff av olje over 1 tonn i 10 10 km ruter) gitt en utblåsning fra overflate fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i Figur 3. 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. Resultatene viser at oljen etter utblåsning spres i både nordlig og sørlig-østlig retning med Atlanterhavsstrømmen, og med kyststrømmen langs land. Sesongvariasjonen er markant, med størst nord-/sørlig utstrekning i høst- og vintersesongen, og størst øst-vestlig utstrekning i sommersesongen. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 12

Figur 3 Sesongvise sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra brønn 16/4-11 (postprosessering av oljedrift gjennomført for Rovarkula). 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 Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 13

2.3.1 Stranding Landrutene som har 5 % sannsynlighet for stranding av mer enn 1 tonn olje per 10 10 km ruter per sesong er vist i Figur 4 gitt en overflateutblåsning. Det er sannsynlighet for stranding av olje ( 5 %) langs kysten fra Utsira til Frøya og Froan. Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon er vist i Tabell 6 (95- og 100- persentiler). Resultatene for forventet strandet emulsjon og drivtid presentert stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. Alle simuleringer for en overflateutblåsning ligger til grunn for resultatene. 95-persentil av scenarioene gir stranding av 4205 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen i sommersesongen. 95-persentil av korteste drivtid er 12,8 døgn i vintersesongen. Lokasjon av eksempelområdene er gitt i Figur 5. Av de definerte eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Ytre Sula, med 340 tonn oljeemulsjon i vintersesongen (95-persentil) (Tabell 7). 95-persentil av korteste drivtid til eksempelområdet er 15,7 døgn (også i vintersesongen). Tabell 7 Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje (95- og 100- persentiler) gitt en overflateutblåsning fra brønn 16/4-11 (postprosessering av oljedrift gjennomført for Rovarkula) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringer for en overflateutblåsning er lagt til grunn for tallene vist under. Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Persentil Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter 95 4094 4205 2398 2407 14,8 14,8 15,1 12,8 100 61309 41111 35280 46410 9,5 7,4 10,0 7,7 Tabell 8 95 persentil strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en overflateutblåsning fra brønn 16/4-11 (postprosessering av oljedrift gjennomført for Rovarkula) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringer for en overflateutblåsning er lagt til grunn for tallene vist under. Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Eksempelområde Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Ytre Sula 257 167 114 340 22,4 22,9 24,9 15,7 Atløy/Værlandet 250 97 92 195 26,2 29,0 28,8 18,9 Sverslingsosen/ Skorpa 114 196 32 74 39,0 28,9 41,5 22,9 Stadtlandet 58 192 83 62 48,5 28,9 42,1 35,5 Runde 26 225 45 61 54,7 40,3 43,3 45,3 Smøla - - 88 72 - - 45,9 43,6 Frøya og Froan - - 58 62 - - 46,4 45,3 Onøy/Øygarden 90 94 104 93 20,3 32,5 26,0 17,6 Austevoll 84 49 47 44 43,8 41,8 45,8 34,5 Sandøy - 28 13 9-53,1 47,1 42,8 Utsira - 28 14 5-45,5 53,1 44,4 DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 14

Figur 4 Sesongvise sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km landruter gitt en overflateutblåsning fra brønn 16/4-11 (postprosessering av oljedrift gjennomført for Rovarkula). 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 Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 15

Figur 5 Lokasjon av eksempelområdene langs norskekysten. 2.3.2 Vannsøylekonsentrasjoner Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres vanligvis som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene, det vil si det skilles ikke mellom dispergert olje og løste oljekomponenter. Oljen i vannmassene vil i hovedsak skrive seg fra olje som blandes ned i vannmassene fra drivende oljeflak (naturlig dispergering som følge av vind og bølger). Nedblanding av oljen fra overflaten beregnes på basis av oljens egenskaper og den rådende sjøtilstanden. Figur 6 viser årlige THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en overflateutblåsning fra 16/4-11 (postprosessering av oljedrift gjennomført for Rovarkula). Resultatene av modelleringen viser at fullt utfallsrom (dvs. alle rate- og varighetskombinasjonene) gir lave THC-konsentrasjoner i vannsøylen. Overflateutblåsningen gir lave THC konsentrasjoner i vannsøylen, og det er kun noen gridruter rett ved feltlokasjonen med THC konsentrasjoner 50-100 ppb, og kun en rute med THC konsentrasjoner >100 ppb. Figuren viser også vannsøylekonsentrasjoner sammen med definerte tobisområder. 58 ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og larver (Nilsen et.al., 2006). DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 16

Postprosessering av oljedriften for brønn 16/4-11 ble gjort i lokasjonen for Rovarkula, men om influensområdet i vannsøylen ekstrapoleres til lokasjonen for 16/4-11 vil det fortsatt ikke være overlapp med tobisområdene for THC konsentrasjoner >50 ppb. Figur 6 Maksimale tidsmidlede THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en overflateutsblåsning fra 16/4-11 vist årlig. 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 året. Figuren viser også tobisområder i Nordsjøen (DN&HI, 2010). 2.4 Skadebasert miljørisiko 2.4.1 Utvalgte VØK for analysen Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til brønn 16/4-11 strekker seg innover mot og langs kysten. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i analysen. Tabell 8 viser utvalgte VØK inkludert i analysen for brønn 16/4-11. 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). DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 17

Det er ikke tatt hensyn til svømmetrekk for sjøfugl i datasettene. Det ble benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Nordsjøen. Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til brønn 16/4-11 strekker seg innover mot og langs kysten. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i analysen. Tabell 9 Utvalgte VØK for miljørisikoanalysen for 16/4-11 (Seapop, 2013; Seapop, 2017; Artsdatabanken (rødliste), 2015). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda EN Alkekonge Alle alle - Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN Pelagisk sjøfugl Havsule Morus bassanus LC datasett Nordsjøen Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda EN Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC Islom Gavia immer - Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Makrellterne Sterna hirundo EN Kystnær sjøfugl Polarmåke Larus hyperboreus - datasett Nordsjøen Praktærfugl Somateria spectabilis - (Datasett både regionalt og nasjonalt) Rødnebbterne Sterna paradisaea LC Siland Mergus serrator LC Sildemåke Larus fuscus LC Smålom Gavia stellata LC Storjo Stercorarius skua LC Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima NT Havert Halichoerus grypus LC Marine pattedyr - Steinkobbe Phoca vitulina LC Nordsjøen Oter Lutra lutra VU Kysthabitater - - Kystruter NT Nær Truet, EN Sterkt Truet, CR Kritisk Truet, VU Sårbar, LC Livskraftig DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 18

2.4.2 Miljørisiko -resultater Tabell 9 og Figur 7 viser sesongvis høyest miljørisiko for hver av VØK-kategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art gitt en utblåsning fra 16/4-11. 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 (alkekonge og havest) er dimensjonerende for risikonivået med 23 % av akseptkriteriet for hhv. Alvorlig miljøskade i vintersesongen (desember-februar) og Moderat miljøskade i høstsesongen. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 13 % (lunde - sommer) for Alvorlig miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for strandhabitat er 4 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade (vintersesongen), mens det for marine pattedyr er 1 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade (sommer- og høstsesongen). Miljørisikoen forbundet med boring av brønn 16/4-11 ligger for alle VØK-kategoriene innenfor Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier i de ulike sesongene. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av brønnen er akseptabel sett i forhold til Lundins akseptkriterier for miljørisiko. Tabell 10 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for brønn 16/4-11 Luno II og brønn Rovarkula i Nordsjøen. 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 Lundin og Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier. Sesong VØK-gruppe Mindre (< 1 år) Moderat (1-3 år) Luno II Betydeli g (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Mindre (< 1 år) Rovarkula Moderat (1-3 år) Betydeli g (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Pelagisk sjøfugl 4,2 % 19,0 % 11,6 % 15,8 % 3,3 % 14,8 % 4,1 % 3,0 % Vår Kystnær sjøfugl (reg) 1,3 % 5,7 % 4,3 % 8,9 % 0,5 % 2,0 % 1,6 % 0,2 % Marine pattedyr 0,1 % 0,3 % 0 % 0 % 0,1 % 0,2 % 0 % 0 % Strandhabitat 2,3 % 2,7 % 0 % 0 % 2,1 % 2,4 % 0 % 0 % Pelagisk sjøfugl 4,4 % 19,6 % 5,0 % 2,0 % 1,5 % 6,2 % 0,2 % 0,1 % Sommer Kystnær sjøfugl (reg) 1,5 % 6,4 % 7,0 % 12,6 % 0,6 % 3,4 % 2,2 % 0,4 % Marine pattedyr 0,2 % 0,7 % 0 % 0 % 0,2 % 0,6 % 0 % 0 % Strandhabitat 2,4 % 2,9 % 0 % 0 % 2,2 % 2,5 % 0 % 0 % Pelagisk sjøfugl 5,3 % 23,0 % 13,0 % 16,7 % 3,4 % 14,8 % 7,1 % 5,6 % Høst Kystnær sjøfugl (reg) 1,2 % 4,7 % 0,2 % 0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0 % Marine pattedyr 0,2 % 1,0 % 0,9 % 0 % 0,3 % 1,2 % 0,9 % 0 % Strandhabitat 2,3 % 2,4 % 0 % 0 % 2,2 % 2,3 % 0 % 0 % Pelagisk sjøfugl 4,4 % 20,0 % 17,5 % 23,2 % 4,2 % 18,3 % 4,4 % 4,1 % Vinter Kystnær sjøfugl (reg) 2,1 % 9,0 % 1,0 % 0 % 0,1 % 0,2 % 0,0 % 0 % Marine pattedyr 0,1 % 0,4 % 0,3 % 0 % 0,3 % 1,2 % 0,1 % 0 % Strandhabitat 3,3 % 3,7 % 0 % 0 % 2,8 % 2,9 % 0 % 0 % DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 19

Figur 7 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for brønn 16/4-11 i Nordsjøen. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier (Grafisk fremstilling av resultatene presentert til venstre i Tabell 9). DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 20

3 BEREDSKAPSANALYSE FOR AVGRENSNINGSBRØNN 16/4-11 3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til et utslipp fra brønn 16/4-11. Beregningen er gjort i henhold til veiledningen «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende utslippshendelse (DFU, se avsnitt 2.2.3), som er en overflateutblåsning. Det forventes en oljetype med liknende egenskaper som Luno II, og denne benyttes som referanseolje. Forvitringsdata for Luno II (SINTEF, 2014) 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 8 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 8 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp. 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 DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 21

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 9 gir en benyttet sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet for henholdsvis mellomtungt og lett lenseutstyr. Figur 9 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 Luno II 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). 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. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 22

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 Oljetype og forvitringsegenskaper 3.2.1 Luno II råolje Luno II olje er brukt som referanseolje i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (2014). Se avsnitt 2.2.2 for oljespesifikke parametere. Figur 10 viser at Luno II vil være egnet for mekanisk oppsamling, og nedre viskositetsgrense (1000 cp) for mekanisk oppsamling oppnås etter ca 1 time på sjøen (SINTEF, 2014). DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 23

Figur 10 Predikert viskositet for emulsjon av Luno II olje ved ulike vindsituasjoner for vinterforhold øverst, og for sommerforhold nederst (SINTEF, 2014). Luno II olje har et relativt godt potensiale for kjemisk dispergering hele året. Ved både sommer- og vintertemperatur og 5 m/s vindstyrke vil oljen være dispergerbar de første 9 timene på sjøen. Også ved vindstyrke 10 m/s vil Luno II olje la seg dispergere inntil 3 timer på sjø. Ved høyere vindhastigheter har oljen dårligere potensiale for dispergering. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 24

Tidsvinduet for dispergerbarhet for både sommer- og vinterforhold er vist i Tabell 10 og representerer predikerte verdier basert på oljens viskositet (SINTEF, 2014). Tabell 11 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter- og sommerforhold (ved henholdsvis 5 C og 15 C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 2014). Sesong (temp.) Vinter (5 C) Sommer (15 C) Tidsvindu dispergering 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 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Vind 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s 3.3 Utblåsningsrate I henhold til eksisterende industristandard (Norsk olje og gass, 2013) skal vektet utblåsningsrate være dimensjonerende når beredskapsbehovet for leteboring beregnes. Vektet utblåsningsrate er beregnet til 5590 Sm 3 /d ved en overflateutblåsning og 5560 Sm 3 /d ved en sjøbunnsutblåsning (AddEnergy, 2017). Det er dimensjonert for overflateutblåsning da dette scenariet har høyest vektet utblåsningsrate (5590 Sm 3 /d), og er det scenarioet som forventes å medføre størst oljemengder på havoverflaten. 3.4 Beredskapsbehov åpent hav (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 Luno II råoljen (Tabell 4) (SINTEF, 2014). Data innsamlet ved Sleipner A er lagt til grunn for både sjøtemperatur og vindstyrke (Figur 11) (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 11. Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er også presentert i Tabell 11. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Meteorologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 1362) (eklima, 2016) (Figur 11). DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 25

Figur 11 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke (Sleipner A), sjøtemperatur (Sleipner A) og bølgehøyder (hsmd 1362). Lokasjon for brønn 16/4-11 Luno II er vist. Tabell 12 Vindhastigheter og sjøtemperaturer er begge målt ved Sleipner A. Avrundet verdi refererer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys er oppgitt som timer dagslys og prosent (%), og er beregnet for planlagt borelokasjon. Siste kolonne viser effektiviteten av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt, hsmd 1362. Data er hentet fra eklima (2016). Målt sjø- Effektivitet Målt vind (m/s) Timer temperatur Dagslys- som en Sesong ( C) dagslys andel funksjon av Snitt Avrundet Snitt Avrundet (t) (%) bølgehøyde (%) Vår (mars-mai) 7,8 10 6,9 5 16 66 59 Sommer (juni-august) 6,8 5 12,9 15 19 81 69 Høst (september-november) 9,0 10 11,3 15 12 50 56 Vinter (desember-februar) 9,8 10 8,1 5 9 38 48 Forvitringsegenskapene til oljen, gitt de klimatiske forholdene presentert i tabellen over, er oppsummert i Tabell 12 sammen med beregnet beredskapsbehov i barrierene 1a og 1b. Med utgangspunkt i forvitringsdataene (SINTEF, 2014) og maksimal utblåsningsrate (AddEnergy, 2017) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 26

barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer forvitret olje lagt til grunn for alle sesonger. For en overflateutblåsning fra 16/4-11 er behovet beregnet til to NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt tre NOFO-system i sommersesongen, til tre NOFO-system i barriere 1a og tre NOFO system i barriere 1b, totalt seks NOFO-system i vår- og høstsesongen og til tre NOFO-system i barriere 1a og fire NOFO system i barriere 1b, totalt syv NOFO-system i vintersesongen. Tabell 13 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra avgrensningsbrønn 16/4-11. Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Luno II råolje, tilflyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm3/d) 5595 5595 5595 5595 Fordampning etter 2 timer på sjø 28 % 27 % 31 % 28 % Nedblanding etter 2 timer på sjø 5 % 0 % 5 % 5 % Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 3749 4084 3581 3749 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 29 % 11 % 30 % 29 % Viskositet etter 2 timer på sjø (cp) 1670 425 1270 1670 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm3/d) 5280 4589 5115 5280 Opptakskapasitet (Sm 3 /d) 2400 2400 2400 2400 Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 2,2 (3) 1,9 (2) 2,1 (3) 2,2 (3) Effektivitet av barriere 1a 52 % 64 % 46 % 37 % Olje ut av barriere 1a 1785 1454 1931 2351 Fordampning etter 12 t (%) 34 % 34 % 36 % 34 % Nedblanding etter 12 t (%) 14 % 1 % 15 % 14 % Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 67 % 45 % 71 % 67 % Viskositet etter 12 timer på sjø (cp) 25200 3050 24600 25200 Olje inn i barriere 1b 1517 1337 1642 1998 Opptakskapasitet (Sm3/d) 1900 2400 1900 1900 Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm3/d) 4597 2431 5661 6055 Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 2,4 (3) 1,0 (1) 3,0 (3) 3,2 (4) Effektivitet av barriere 1a+1b 65 % 76 % 58 % 49 % Total for barriere 1a + 1b 6 3 6 7 NOFO disponerer oljevernfartøy både som del av områdeberedskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten. Responstid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasjon og hastighet), frigivelsestid, samt tid for utsetting av lense, for både OR-fartøy og slepebåt. Oljevernfartøyene er utstyrt med lenser og oljeopptakere. For å operere behøver de et slepefartøy som trekker i den andre enden av lensen. NOFO-fartøy inkludert slepebåt kalles et NOFO-system. Responstider er beregnet for identifiserte oljevernfartøy og slepefartøy, som sammen gir responstid for NOFO-systemer til den aktuelle lokasjonen. Responstider avspeiler garanterte maksimale responstider for tilgjengelige NOFO-fartøy og slepebåter på norsk sokkel. Responstidene for oljevernfartøy er beregnet ut fra følgende antagelser (fra NOFO, 2017): DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 27

1) 14 knop transitthastighet. 2) 1 time for utsetting av lense. 3) 4-6 timers frigivelsestid for områdefartøy. 4) 10 timer mobiliseringstid for første fartøy fra NOFO baser (20 timer mobiliseringstid for system fra Sandnessjøen) og 30 timer mobiliseringstid for andre fartøy fra NOFO baser. Tabell 13 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen. Første system benytter OR-fartøy fra Sleipner/Utsira Sør og har RS Egersund som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 10 timer. Andre system benytter OR-fartøy Sleipner/Utsira Nord og RS Haugesund som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 12 timer. Tredje system benytter ORfartøy fra Ula/Gyda/Tambar og RS Måløy som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 16 timer. Fjerde system benytter OR-fartøy fra Troll/Oseberg og RS Kristiansund som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 19 timer. Femte system benytter OR-fartøy fra Gjøa og slepefartøy fra NOFO pool, systemet vil være operativt innen 24 timer. Sjette system benytter OR-fartøy fra Ekofisk og slepefartøy fra NOFO pool, systemet vil være operativt innen 24 timer. Syvende system benytter OR-fartøy fra Tampen og slepefartøy fra NOFO pool, systemet vil være operativt innen 24 timer. Systemer fra henholdsvis Stavanger og Mongstad Base er også tilgjengelige innenfor den totale responstiden på 24 timer. Ved en oljevernaksjon kan det vurderes å inkludere ett eller flere av disse fartøyene i systemoppsettet for da blir miljøundersøkelser, ILS og aerostat fra basene med, og dette gir en lengre utholdenhet på systemene. De 7 systemene vil være operative innen 24 timer i alle sesonger. Dersom andre fartøy er i området samtidig med denne boreaktiviteten vil disse kunne benyttes i en eventuell boreoperasjon. Tabell 14 Beregninger av responstid for oljevernfartøy til brønn 16/4-11 i PL359 for OR- og slepefartøy. System Seilingstid (t) Tidstillegg (t) 1) Samlet responstid NOFO-fartøy (t) Slepefartøy Samlet responstid Slepefartøy (t) Total responstid for komplett system (t) Sleipner/Utsira Sør 1,5 6 10 RS Egersund 10 10 Sleipner/Utsira Nord 2,7 6 11 RS Haugesund 12 12 Ula/Gyda/Tambar 7,1 6 16 RS Måløy 14 16 Troll/Oseberg 8,4 6 17 RS Kristiansund 19 19 Gjøa 11,5 6 18 NOFO pool 24 24 Ekofisk 10,1 4 19 NOFO pool 24 24 Tampen 10,7 6 19 NOFO pool 24 24 1) Spesifikk mobiliseringstid for områdefartøy og basefartøy inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatør (2-6 timer), og tid for utsetting av lense (1 time). 3.5 Beredskapsbehov Kyst og Strand (barriere 2 og 3) For strandingsresultatene nedenfor er det lagt til grunn resultatene fra postprosesseringen av oljedriftsmodelleringen gjennomført for Rovarkula med utblåsningsdata for brønn 16/4-11. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 28

I henhold til ytelseskravene til Lundin Norway AS og veiledningen til Norsk olje og gass skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (7,4 døgn 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (dvs. 12,9 døgn). Kystnære systemer og strandrensesystemer skal videre innen 95 persentil av korteste drivtid til land være i stand til å håndtere 95 persentil av tilflytende mengde oljeemulsjon, etter at effekten av forutgående barrierer er trukket fra. 95-persentil av drivtider og strandet oljeemulsjon, med og uten effekt av barriere 1a og 1b, er presentert i Tabell 14. For den aktuelle boreperioden (vinter) utgjør dette 120 tonn emulsjon per dag forutsatt en varighet på 10,2 dager (vektet varighet) og effekt av beredskap (som angitt i Tabell 12). For å håndtere denne emulsjonsmengden vil det være behov for 1 kystsystem. Av de definerte eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Ytre Sula, med 95 persentil strandingsmengde på 340 tonn oljeemulsjon i vintersesongen, uten effekt av beredskapstiltak. Dette gir en innkommende strandingsrate på 17 tonn/døgn forutsatt effektivitet av barriere 1a og 1b og vektet varighet. Korteste drivtid til eksempelområdet er 15,7 døgn (vinter). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til brønn 16/4-11 er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. Tabell 15 Strandet emulsjon i tonn og drivtider til land i dager (95- og 100-persentil) gitt et overflateutslipp for vår-, sommer-, høst- og vintersesongen, basert på oljedriftsmodelleringen for brønn Luno II. De beregnede strandingsmengdene og drivtidene for sesongene (vår, sommer, høst og vinter) representerer forskjellige simuleringer. Alle simuleringer for overflateutblåsningen er lagt til grunn for tallene vist under. Tilflyt til barriere 2 Strandet emulsjon (tonn/døgn), forutsatt Sesong (tonn), uten effekt av Drivtid til land (døgn) effekt av barriere 1a og barriere 1a og 1b 1b Vår 4094 14,8 140 Sommer 4205 14,8 99 Høst 2398 15,1 99 Vinter 2407 12,8 120 3.6 Konklusjon beredskapsanalyse Med basis i forvitringsdataene (SINTEF, 2014) og den beregnede vektede utblåsningsraten for en overflateutblåsning fra 16/4-11 (AddEnergy, 2017), er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. Luno II olje vil være egnet for mekanisk oppsamling, og nedre viskositetsgrense (1000 cp) for mekanisk oppsamling oppnås etter ca 2-6 timer på sjøen. Ved vintertemperatur (5 C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at Luno II oljen vil være godt dispergerbar i 3 timer med redusert dispergeringsevne frem til 9 timer på sjø og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette. For beregning av systembehov i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 timer og 12 timer gammel olje lagt til grunn for alle sesonger. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 29

For dimensjonerende scenario, som er en overflateutblåsning med vektet utblåsningsrate på 5590 Sm 3 /døgn og vektet varighet på 10,2 døgn, er behovet beregnet til to NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt tre NOFO-system i sommersesongen, til tre NOFO-system i barriere 1a og tre NOFO system i barriere 1b, totalt seks NOFO-system i vår- og høstsesongen og til tre NOFOsystem i barriere 1a og fire NOFO system i barriere 1b, totalt syv NOFO-system i vintersesongen. De syv systemene vil være operative innen 24 timer. Dette er godt innenfor tidskravet for fullt utbygde barrierer, 7,4 døgn for barriere 1a og 12,9 døgn for barriere 1b. 95-persentil av strandet oljeemulsjon utgjør for den aktuelle boreperioden (vinter) 120 tonn emulsjon per dag forutsatt en varighet på 10,2 dager (vektet varighet) og effekt av beredskap. For å håndtere denne emulsjonsmengden vil det være behov for 1 kystsystem. Av de definerte eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Ytre Sula, med 95 persentil strandingsmengde på 340 tonn oljeemulsjon i vintersesongen, uten effekt av beredskapstiltak. Dette gir en innkommende strandingsrate på 17 tonn/døgn forutsatt effektivitet av barriere 1a og 1b og vektet varighet. Korteste drivtid til eksempelområdet er 15,7 døgn (vinter). DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 30

4 REFERANSER AddEnergy, 2015. Blowout and kill simulation study. PL626 Roverkula. Det Norske Oljeselskap ASA. Datert 7 Oktober 2015. AddEnergy, 2017. Blowout Simulations Luno II DG2. memo dated 22 September 2017. Artsdatabanken 2015; 5Hhttp://www.artsdatabanken.no. Nasjonal kunnskapskilde for biologisk mangfold. Norske Rødliste for arter 2015. DN & HI, 2010. Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport. Fisken og havet nr. 6/2010. TA-nr. 2681/2010. DNV GL, 2015. Miljørisikoanalyse (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn Rovarkula i PL609 i Nordsjøen. DNV GL rapport nr. 2015-0995. e-klima, 2016. www.eklima.no Måleverdier for sjøtemperatur/vind ved i Barentshavet. Leirvik, F., Moldestad, M., Johansen, Ø., 2001: Kartlegging av voksrike råoljers tilflytsevn til skimmere. Lloyd s, 2015. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2014. Report no: 19101001-8/2015/R3. Rev: Draft A. Dated 25 Feb 2015. Lloyd s, 2017. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2016. Report no: 19101001-8/2017/R3. Rev: Final. Dated 28 April 2017. Lundin Norway AS, 2012. Risk Acceptance criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf, 90000-LUNAS-S-FD-0001. Miljøverndepartementet, 2001. Forskrift om sammensetning og bruk av dispergeringsmidler og strandrensemidler for bekjempelse av oljeforurensning. https://lovdata.no/dokument/lti/forskrift/2001-10-10-1207 Nilsen H., Greiff Johnsen H., Nordtug T., Johansen Ø., 2006. Threshold values and exposure to risk functions for oil components in the water column to be used for risk assessment of acute discharges (EIF Acute). Statoil contract no.: C.FOU.DE.B02. Norsk olje og gass, 2013. Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, datert 16.08.2013. NOFO, 2017. Planforutsetninger barriere 1. Edocs #10924 v6 OLF, 2007. Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) revisjon 2007. OLF rapport, 2007. Seapop, 2013. Sjøfugl åpent hav. Utbredelsen av sjøfugl i norske og tilgrensende havområder. Seapop 2017. Rådata innhentet for konsentrasjoner av kystnære sjøfuglarter fra Norsk Institutt for Naturforskning ved Geir Systad. SINTEF, 2012. Ivar Aasen oljen Kartlegging av forvitringsegenskaper, dispergerbarhet, egenfarge og spredningsegenskaper. Egenskaper til oljen relatert til oljevernberedskap. SINTEF rapport A21165. SINTEF, 2014. Luno II crude oil- properties and weathering at sea, related to oil spill response. SINTEF report A26115. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 31

APPENDIX A 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 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. DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com A-1

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 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 Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com A-2

APPENDIX B Metodikk for miljørettet risikoanalyse Analyser av miljørisiko utføres trinnvis i henhold til Norsk olje og gass veiledning for miljørisikoanalyser (OLF, 2007). For brønn 16/4-11 er det valgt å gjennomføre en skadebasert analyse for de antatt mest sårbare miljøressursene. Et sammendrag av metodikken i miljørisikoanalysen er beskrevet nedenfor med fokus på VØK bestander, mens det henvises til veiledningen for mer utfyllende informasjon. Basert på oljedriftsmodellering og bruk av effektnøkler beregnes bestandstap for den enkelte VØK bestand (se Figur 12). Figur 12 Oversikt over ulike trinn i beregning av bestandstap og miljørisiko for VØK bestander. Trinn 1 Tilrettelagte utbredelsesdata for de enkelte VØK bestander kombineres med hver enkelt oljedriftssimulering. Det anvendes en effektnøkkel som sier noe om mulig bestandstap i 10 x 10 km gridruter basert på oljemengde i simuleringen (se Tabell 14). Ulik individuell sårbarhet for olje gir ulik effektnøkkel. Trinn 2 Tapsandeler i 10 x 10 km ruter summeres og gir et samlet bestandstap for hver VØK bestand for hver simulering. Bestandstapene for de ulike oljedriftssimuleringene kategoriseres i 1-5 %, 5-10 %, 10-20 %, 20-30 % og mer enn 30 %. Bestandstap under 1 % antas ingen kvantifiserbar effekt på restitusjon av bestanden. Trinn 3 Det anvendes deretter en skadenøkkel som knytter et gitt bestandstap for VØK bestanden til miljøskade. Miljøskade uttrykkes ved tiden det tar før en bestand er restituert til 99 % av nivået før en DNV GL Rapportnr. 2017-0920, Rev. 00 www.dnvgl.com B-1