Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen

16/1-28 Lille Prinsen Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 1 av 48

Tittel: Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Distribusjon: Internal Fritt i Statoilkonsernet Utløpsdato: Status 2018-12 - 31 Final U tgivelsesdato: : Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Øystein Rantrud Omhandler (fagområde/emneord): Merknader: : Oppdatering: Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Utar beide t (organisasjonsenhet / navn ): FT SST ERO Øystein Rantrud Dato/Signatur: 2/11/2017 Fagansvarlig (organisasjonsenhet / navn ): FT SST Anne - Lise Heggø Dato/Signatur: 2/11/2017 Anne-Lise Heggø Godkjent (organisasjonsenhet / navn ): FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen Dato/Signatur: 2/11/2017 Hanne Greiff Johnsen Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 2 av 48

Innhold 1 Sammendrag... 5 2 Innledning... 6 2.1 Definisjoner og forkortelser... 6 2.2 Bakgrunn... 7 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 7 3 Miljørisikoanalyse... 9 3.1 Metodikk og inngangsparametere... 9 3.1.1 Geografisk lokasjon... 9 3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet... 9 3.1.3 Utblåsningsrater og varigheter... 10 3.1.4 Oljetype... 11 3.1.5 Årstid... 12 3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser... 12 3.1.7 Akseptkriterier for miljørisiko... 13 3.1.8 Modellverktøy... 13 3.2 Oppsummering av miljørisikoanalyse... 13 3.2.1 Influensområde... 13 3.2.2 Strandet mengde olje/emulsjon... 16 3.2.3 Vannsøylekonsentrasjoner... 17 3.2.4 Miljørisiko... 20 3.3 Konklusjon - Miljørisiko... 22 4 Beredskapsanalyse... 22 4.1 Ytelseskrav... 22 4.2 Metodikk... 23 4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav... 23 4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst og strandsone... 23 4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 strandrensing... 24 4.3 Analysegrunnlag... 24 4.3.1 Oljens egenskaper... 24 4.3.1.1 Mekanisk oppsamling... 25 4.3.1.2 Kjemisk dispergerbarhet... 25 4.3.2 Utslippsscenarier... 25 4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer... 26 4.3.3.1 Operasjonslys... 27 4.3.3.2 Bølgeforhold... 27 4.3.3.3 Bølger i kystsonen... 28 4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger... 29 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 3 av 48

4.3.5 Influensområder og stranding... 33 4.4 Resultat... 34 4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2... 34 4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4... 35 4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5... 36 4.4.4 Bruk av kjemisk dispergering... 37 4.5 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak... 38 4.6 Konklusjon Beredskapsanalyse... 38 5 Referanser... 39 App A Blowoutscenarieanalyse... 40 Technical note:... 40 Summary... 40 A.1 Introduction... 41 A.2 Blowout scenarios and probabilities... 43 A.3 Blowout rates... 44 A.4 Blowout duration... 45 A.5 References... 48 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 4 av 48

1 Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn i Nordsjøen (PL 128 D). Brønnen ligger ca 150 km vest fra Utsira i Rogaland. Vanndypet på borelokasjon er 112 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q1 2018. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deep Sea Bergen. Forventet fluid er olje med tilsvarende egenskaper som Ivar Aasen olje. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten. Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn Lille Prinsen er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i letebrønn 16/2-12 Geitungen fra 2012 [1]. En sammenligning av parameterne for benyttelse av referanseanalyse er presentert i Tabell 1-1. Alle parametere er innenfor kriteriene, og miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Geitungen og dermed også Lille Prinsen er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier gjennom hele året. Høyeste utslag i miljørisiko var for Geitungen beregnet til 58,7 % av akseptkriteriet. Krav til beredskap mot akutt forurensning er satt til 4 NOFO systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer på første system og 24 timer på fullt utbygd barriere 1 og 2. For barriere 3 og 4 settes det krav til en kapasitet tilsvarende 6 kystsystem og 8 fjordsystem, med responstid på 17 døgn. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 21 strandrenselag med responstid på 17 døgn. Tabell 1-1 Sammenligning av parametre for referanseanalyse Parameter Kriteriet Lille Prinsen Geitungen Sammenligning Geografisk lokasjon Oljetype Sannsynlighet for utslipp Utblåsningsrate Potensiell maksimal varighet av utblåsningen Sannsynlighetsford eling sjøbunn/overflate < 50 km fra sammenlignet felt/operasjon Tilsvarende eller kortere levetid på sjø Tilsvarende eller lavere Tilsvarende eller lavere Tilsvarende eller lavere Sannsynlighet for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere 58 58' 22" N 002 17' 44" Ø 58 53' 04" N 002 29' 18" Ø Avstand ca 15 km OK Ivar Aasen Glitne Ok (838 kg/m 3 ) (864 kg/m 3 ) 1,26E-04 1,23E-04 Ok (Exploration well, vanlig oljebrønn) 2340 Sm 3 /d vektet 8000 Sm 3 /d overflate OK rate 7500 Sm 3 /d Sjøbunn 70 70 OK 75/25 75/25 OK Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 5 av 48

2 Innledning 2.1 Definisjoner 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. 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. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. 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. OSRL: Oil Spill Response Limited internasjonalt oljevernselskap, kan bidra med dispergeringskapasitet fra fly samt utstyr til capping og subseadispergering. Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. SIMA: Spill Impact Mitigation Assessment. Erstatter Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 6 av 48

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 Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 16/2-12 Geitungen fra 2012 [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i forbindelse med den planlagte aktiviteten og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 16/1-28 Lille Prinsen er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønn er lokalisert i Nordsjøen (Figur 2-1). Brønnen ligger mellom Gudrun-feltet og nordlige del av Johan Sverdrup. Brønnen ligger ca 150 km fra Utsira (Rogaland). Vanndypet på borelokasjon er 112 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q1 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deep Sea Bergen. Det forventes å finne olje med tilsvarende kvalitet som Ivar Aasen olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 7 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen ( stjerne ), i forhold til avstand til referanseanalyse letebrønn Geitungen ( c a 15 km) og avstand til land ( Utsira, ca 15 0 km). Tabell 2-1 Basisinformasjon f or letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 58 58' 22" N 002 17' 44" Ø Vanndyp 112 m Borerigg Dee p Sea Bergen Planlagt boreperiode Q1 2018 Sannsynlighet for utblåsning 1,26E- 04 Sann synlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 U tblåsningsrate 2340 m 3 /døgn Vektet rate Annular 8,5 casing design Oljetype (tetthet) Ivar Aasen (838 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 70 døgn boring av avlastningsbrønn) Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 8 av 48

3 Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk og inngangsparametere 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 (VØK er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (NOROG) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. Miljørisikoanalysen for er gjennomført som en referansebasert analyse mot 16/2-12 Geitungen fra 2012 [1]. De følgende parametere er gjennomgått: Geografisk lokasjon Definerte fare- og ulykkeshendelser Type operasjon og utslippssannsynlighet Utslippsrater og -varigheter Oljetype Årstid Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter) Konsekvens for beregnet miljørisiko ved overgang fra OSCAR 6.2 til 7.01 inkludert nye ressursdata En detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.8 og i utblåsningsscenarieanalysen for letebrønnen (App A). 3.1.1 Geografisk lokasjon Letebrønn Lille Prinsen har planlagt borelokasjon 58 58' 22" N, 002 17' 44" Ø og ligger ca 15 km i nordvestlig retning fra referansebrønnen Geitungen (58 53' 04" N 002 29' 18" Ø), se Figur 2-1. Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for Geitungen som referanse. 3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet Letebrønn er vurdert som en normal letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd s register rapporten (2016) [3] er utblåsningssannsynligheten satt til 1,26 10-4. Brønnen er planlagt boret med Deep Sea Bergen, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 9 av 48

For referansebrønnen Geitungen var den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,23 x 10-4. Endringen i utblåsningssannsynlighet skyldes oppdatering av SINTEFs Offshore Blowout database [3] Forskjellen i utblåsningssannsynlighet er vurdert til å være neglisjerbar mellom Lille Prinsen og Geitungen. Utslippssannsynlighet kvalifiserer til å bruke Geitungen som referanse. 3.1.3 Utblåsningsrater og varigheter For Lille Prinsen er det brukt en vektet rate på 2340 m 3 /d [4], [App A]. Det understrekes at raten på 2340 m 3 /d gjelder ved bruk av brønndesign på 8,5 casingdesign. Denne analysen er derfor kun gjeldende ved dette brønndesignet. Vektet rate på 2340 Sm 3 /d er benyttet til dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning. Tabell 3-1 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynlighet for letebrønn Lille Prinsen Utslippslokasjon Fordeling Overflate/ sjøbunn Overflate 0,25 Sjøbunn 0,75 Rate (Sm3/d) Sannsynlighet for rater (%) 100 10 200 25 1600 25 4700 40 Vektet rate: 2340 100 100 10 200 25 1600 25 4700 40 Vektet rate: 2340 100 Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%) 2 5 14 35 63 70 52 19 14 5 10 <0,8 40 19 18 8 15 <0,8 Utblåsningsrater og varigheter med tilhørende sannsynligheter for 16/2-1 Geitungen [5] er presentert i Tabell 3-2 Tabell 3-2 Utblåsningsrater og varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen 16/2-12 Geitungen Utslippslokasjon Overflate Sjøbunn Fordeling Overflate/ sjøbunn 25 75 Rate (Sm 3 /d) Sannsynlighet for rater (%) Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%) 2 5 14 35 56 70 7100 20 66 14 9 3,5 3,5 4 8300 40 8600 40 6500 20 49 16 14 6 8 7 7800 40 8100 40 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 10 av 48

For referanseanalysen Geitungen varierer ratene mellom 6500 og 8600 Sm 3 /d. Vektet rate for referanseanalysen er 8000 Sm 3 /d for overflateutslipp og 7500 Sm 3 /d for sjøbunnutslipp. Total vektet rate er 7625 m 3 /d for Geitungen. Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet. For er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn. For 16/2-1 Geitungen ble maksimal utblåsningsvarighet også beregnet til 70 døgn. Fordelingen mellom sannsynligheten for overflate og sjøbunnutblåsning er for 25/75 for Lille Prinsen, det samme som for Geitungen. Ratene er betydelig lavere for Lille Prinsen enn for Geitungen. 2340 m 3 /d er ca 30 % av 7625 m 3 /d. 3.1.4 Oljetype Forventet hydrokarbonfunn for Lille Prinsen er beregnet til å være olje. Dersom det blir funnet olje, er det forventet å ha like egenskaper som Ivar Aasen [6]. Oljedriftssimuleringene for letebrønnen Geitungen ble utført med Glitne olje. Ettersom Ivar Aasen har kortere levetid på sjø enn Glitne er det vurdert at oljedriftssimuleringene med Glitne olje for Geitungen er dekkende for Lille Prinsen. Oljetypen Ivar Aasen er også benyttet for å dimensjonere oljevernberedskap for Lille Prinsen. For levetid på sjø se Figur 3-1 og Figur 3-2. Tabell 3-3 Egenskaper for oljene Ivar Asen og Glitne. Glitne råolje er benytter i referanseanalysen Geitungen Parameter Glitne råolje Ivar Aasen råolje Oljetetthet (kg/m 3 ) 864 838 Maksimalt vanninnhold (vol %) 75 80 Voksinnhold (vekt %) 6,2 4 Asfalten-innhold (harde) (vekt 0,12 0,1 %) Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cp) 440 27 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 11 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Figur 3-1 Sammenligning av gjenværende olje på overflate vinter Figur 3-2 Sammenligning av gjenværende olje på overflate sommer 3.1.5 Årstid Miljørisikoanalysen for referansebr ønn 16/2-12 Geitungen er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen. 3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser Miljørisikoanalysen for letebrønn 16/2-12 Geitungen er gjennomført som en skadebasert miljørisikoana lyse iht. til NOROG veiledning for miljørisikoanalyser. Miljørisikoanalysen ble gjennomført i 201 2, og nyeste naturressursdata ble da benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for sjøfugl åpent hav og i kystnære farvann, marine Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 12 av 48

pattedyr, fisk og strandhabitat, med datasett både for Norskehavet og Barentshavet. Datasettene er oppdatert siden 2012, men i og med at det er såpass stor forskjell mellom utblåsningsratene (Geitungen: 7625 m 3 /d vektet rate, Lille Prinsen: 2340 m 3 /d vektet rate) er det vurdert at en eventuell økning av miljørisiko pga datasett er mindre enn reduksjonen som følge av betydelig lavere rate. 3.1.7 Akseptkriterier for miljørisiko I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn Geitungen er Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko benyttet (Tabell 3-4). Statoils akseptkriterier for miljørisiko har ikke endret seg siden 2012, og er også gjeldende for Lille Prinsen. Statoils akseptkriterier er fastsatt på bakgrunn 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 3-4 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko: Mindre < 1 10-3 Moderat < 2,5 10-4 Betydelig < 1 10-4 Alvorlig < 2,5 10-5 3.1.8 Modellverktøy Oljedriftsmodellen som er anvendt for letebrønnen Geitungen er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response) med versjon 6.2 av modellen (SINTEF, 2012). Dagens versjon av OSCAR modellen er 7.01. Denne versjonen av OSCAR har generelt sett gitt et større influensområde på overflaten fra sjøbunnsutslipp sammenlignet med tidligere versjoner. Ettersom Lille Prinsen har vesentlig lavere vektede rater for både sjøbunnsutblåsning og overflateutblåsning, er det vurdert at bruk av Geitungen som referanseanalyse er relevant. 3.2 Oppsummering av miljørisikoanalyse 3.2.1 Influensområde I miljørisikoanalysen for letebrønn Geitungen ble det modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning og generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 13 av 48

vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % sannsynlighet for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km ruter), gitt utblåsning fra letebrønn Geitungen i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-3 og Figur 3-4. Figur 3-3 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen 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: 2018-12-31 Side 14 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 1 6/1-28 Lille Prinsen vinter Figur 3-4 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen i hver seso ng. 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 oljen s drift og spredning innenfor hver sesong Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 15 av 48

3.2.2 Strandet mengde olje/emulsjon Treffsannsynligheten for olje gitt en utblåsning fra letebrønnen Geitungen er vist i Figur 3-5. Figur 3-5 Sannsynligheten for treff av olje i 10 x 10 km landruter gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen. 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 Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentil av korteste drivtid inn til kyst- og strandsone er 17 døgn. 95- persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 25951 tonn. Innenfor influensområdet er det 5 prioriterte områder: Austevoll, Bømlo, Onøy, Nord-Jæren og Ognabukta. For hvert prioritert område er strandingsstatistikk vist i Tabell 3-5. Tabell 3-5 Minste drivtider og største emulsjonsmengder (95-percentil) inn til prioriterte områder basert på oljedriftssimuleringer utført for letebrønn 16/2-12 Geitungen Eksempelområde Minste drivtid (døgn) 95-percentil Austevoll 17 1824 Bømlo 19 499 Onøy (Øygarden) 21 1837 Nord-Jæren 23 749 Ognabukta 26 319 Størst emulsjonsmengde (tonn) 95-percentil Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 16 av 48

3.2.3 Vannsøylekonsentrasjoner Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene (0 50 meter), det vil si det skilles ikke mellom dispergert olje og løste oljekomponenter, Figur 3-6 og Figur 3-7. 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. Det ble ikke funnet sannsynlighet for vannsøylekonsentrasjoner > 300 ppb. Det er ikke beskrevet tapsandeler for fiskeegg i Geitungens miljørisikoanalyse. Miljørisiko for fisk er derfor ikke beskrevet mer i denne analysen. På grunn av det lave utslaget, er resultatene ikke presentert videre i denne analysen. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 17 av 48

Figur 3-6 Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) i 10 x 10 km ruter per sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter ved overflateutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen. Merk at det markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning i ulike sesonger Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 18 av 48

Figur 3-7 Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) i 10 x 10 km ruter per sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter ved sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen. Merk at det markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning i ulike sesonger Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 19 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen 3.2.4 Miljørisiko Miljørisiko uttrykkes ved sanns ynlighet 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 alvo rlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen for de fire utvalgte VØK ene er presentert i Figur 3-8 som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, modera t, betydelig og alvorlig miljøskade. Miljørisiko for strandhabitat gav høyest utslag i moderat miljøskadekategori for sommersesongen, med 7,54 % av akseptkriteriet. De ti 10 X 10 km rutene langs kysten med høyest miljørisiko er vist i Figur 3-9. Rutene som beskriver strandhabitat er en del av inngangsdata til MI RA - metodikken. Figur 3-8 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 1 6/2-12 Geitungen, presentert for utvalgte sjøfugl åpent hav, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår -, sommer -, høst - og vintersesongen Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 20 av 48

Figur 3-9 De ti 10 10 km rutene langs kysten med størst miljørisiko i hver sesong ved utblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 21 av 48

3.3 Konklusjon - Miljørisiko I miljørisikoanalysen for 16/2-12 Geitungen var det alkekonge i åpent hav som gav høyest utslag i miljørisiko, med 58,7% av akseptkriteriet i skadekategori Alvorlig i vintersesongen. I forbindelse med boring av letebrønn er det beregnet betydelig lavere utblåsningsrater sammenlignet med 16/2-12 Geitungen. Med ellers sammenlignbare forhold vil dette medføre lavere miljørisiko, og det konkluderes dermed med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn også er innenfor Statoil sine akseptkriterier. 4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [7]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 22 av 48

gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [8] og NOFO [9]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) 4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil). 4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 23 av 48

Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4. 4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. 4.3 Analysegrunnlag 4.3.1 Oljens egenskaper Ivar Aasen olje er valgt som representativ for forventet oljetype ved letebrønn. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Ivar Aasen av SINTEF i 2012 [6]. Forvitringsegenskaper for Ivar Aasen-oljen ved ulike vind og temperaturer er angitt i Tabell 4-1. Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper til Ivar Aasen olje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter Time 2 timer 12 timer Parameter Vinter Sommer 5 ºC - 10 m/s 10 ºC - 5 m/s Fordampning (%) 21 19 Nedblanding (%) 9 0 Olje på overflate (%) 70 81 Vanninnhold (%) 51 34 Viskositet av emulsjon (cp) 669 17 Fordampning (%) 28 28 Nedblanding (%) 23 2 Olje på overflate (%) 49 70 Vanninnhold (%) 76 73 Viskositet av emulsjon (cp) 4100 2030 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 24 av 48

4.3.1.1 Mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Ivar Aasen oljens emulsjoner vil ha viskositeter over 1000 cp etter ni timer ved sommerforhold og tre timer ved vinterforhold. Det vil ikke være behov for tungolje skimmere. Tabell 4-2 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Ivar Aasen-olje ved definerte vinter- og sommerforhold. Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Ivar Aasen-olje Tid (timer) Tid (døgn) 1 3 6 12 1 2 3 4 5 Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensa Viskositet mellom 1000 og 15000 cp Viskositet > 15000 cp bruk av tungoljeskimmer anbefalt 4.3.1.2 Kjemisk dispergerbarhet Emulsjonen til Ivar Aasen oljen har potensiale for kjemisk dispergering. Tabell 4-3 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Ivar Aasen-olje ved definerte vinter- og sommerforhold. Tabell 4-3 Potensiale for kjemisk dispergerbarhet av emulsjon til Ivar Aasen-olje Tid (timer) Tid (døgn) 1 3 6 12 1 2 3 4 5 Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering 4.3.2 Utslippsscenarier Tabell 4-4 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønnen. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 25 av 48

Tabell 4-4 Utslippsscenarier for letebrønn Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 2340 m 3 /døgn Middels utslipp - 2000 m 3 punktutslipp Mindre utslipp - 100 m 3 punktutslipp Mindre punktutslipp av lette produkter Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 70 døgn) Eksempelvis lekkasje fra brønn Eksempelvis lekkasje fra brønn Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem Dimensjonerende utblåsningsrate (vektet) for Oljetype Ivar Aasen Volum bestemt ut fra faglig Ivar Aasen vurdering Volum bestemt ut fra faglig Ivar Aasen vurdering - Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm 4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/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 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under 15000 cp). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. Faktorene som er områdespesifikke for er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7]. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 26 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen 4.3.3.1 Operasjonslys Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-5. Figur 4-1 Regioner bruk t i beregning av operasjonslys Tabell 4-5 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 38 % 66 % 80 % 50 % 58 % 4.3.3.2 Bølgeforhold Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 5 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 16/1-28 Lille Prinsen. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO - og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-7. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 27 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent h av Tabell 4-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 16/1-28 Lille Prinsen Vinter Vår Sommer Høst År NOFO - system 48 % 65 % 77 % 59 % 62 % Kystvakt - system 34 % 54 % 69 % 46 % 51 % Tabell 4-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 16/1-28 Lille Prinsen Vinter Vår Sommer Høst NOFO - system (Hs < 4 m) 51 % 69 % 73 % 61 % NOFO - disperge ring (Hs < 4 m) 51 % 69 % 73 % 61 % Kystvakt - system (Hs < 3 m) 56 % 78 % 93 % 68 % 4.3.3.3 Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative med hensyn til å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst - og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst - og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-9. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 28 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 4-8 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kyst system) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst Kyst - system 39 % 55 % 65 % 47 % Fjord - system 66 % 66 % 72 % 68 % Tabell 4-9 Andel av tiden hvor bølgeforholdene stasjon 4 og 3 tillater operasjon for kyst - og fjordsyst em, gitt bølgeforhold ved Vinter Vår Sommer Høst Kyst - system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord - system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 % 4.3.4 Oljevernressurser - utstyr s plassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr for barriere 1 og 2, mekanisk bekjempelse og kjemisk dispergering fra fartøy per 2017 [ 9 ]. Det kan ikke utelukkes endringer i utstyrsplassering. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til feltet er brukt som grunnlag for responstider for barriere 1 og 2 er vist i Tabell 4-10. Tabell 4-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsest id for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Et NOFO system inkluderer oljelenser, skimmer, tankvolum for oppsamlet emulsjon og overvåkningsutstyr. De fleste fartøyene har også utstyr for oppsamling av høyviskøse ol je r. Totalt disponerer NOFO om lag 750 Sm 3 dispergeringsmiddel fordelt på baser og fartøy. Dispergeringsmiddelet er av type Dasic Slickgone NS, som tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 29 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per november 2017 Tabell 4-10 Avstander fra letebrønn Lille Prinsen til oljevernressurser benyttet i analysen Oljevernressurser Avstand fra letebrønn (nm) Esvagt Stavanger Sleipner/Utsira Nord 21 Esvagt Bergen Sleipner/Utsira Sør 35 Stril Merkur Troll/Oseberg 111 Stril Mariner Ula/Gyda/Tamber 116 Stril Herkules - Tampen 133 NOFO base - Stavanger 100 NOFO base - Mongstad 145 NOFO base - Kristiansund 319 Redningsskøyte - Egersund 117 Redningsskøyte - Haugesund 94 Redningsskøyte - Kleppevik 127 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 30 av 48

Tabell 4-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av beredskapsbehov i barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Redningsskøyter Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) 10 timer Unntatt Sandnessjøen 20 timer 30 timer 48 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Utsira Sør: 6 timer Sleipner/Utsira Nord: 0 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Aasta Hansteen: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Gangfart 20 knop, avgivelsestid 2 timer Sørvær, Båtsfjord, Vadsø, Ballstad, Rørvik, Kristiansund, Måløy, Kleppestø, Haugesund, Egersund 1 time NOFOs utstyr for barriere 3 til 5 er lokalisert på basene Stavanger, Mongstad, Kristiansund, Sandnessjøen og Hammerfest. På hver base er det tilknyttet ressurser og fartøy for 10 sett med oljevernsystemer, det inkluderer oppsamlings- opptaks-, kommando- og støttefartøy. Disse har en mobiliseringstid på mellom 48 timer og 120 timer. Gangfarten til de ulike fartøyene er mellom 7 og 20 knop. NOFO har tilleggsutstyr på depot langs kysten og avtaler med over 60 fiskefartøy for å drive kystnær oljevernberedskap. NOFO har avtaler med kommunale og private etater og organisasjoner for å sikre tilstrekkelig personellressurser til den første fasen av en operasjon i barriere 3 til 5. Disse inkluderer IUA, NOFOs Innsatsgruppe Strand Akutt (IGSA) og Spesialteam, WWF, Maritim Miljø Beredskap (MMB), Norlense og Kystverket depotstyrker. Kjemisk dispergering vil som regel ha høyest effekt nær kilden, men ved behov vil også NOFO kunne gjennomføre dispergeringsoperasjoner kystnært. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 31 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Figur 4-5 Oljevernfartøy kystnært NOFO [ 9 ] Statoil har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Gl obal Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea We ll Intervention Services (SWI S). SLA går ut på at Statoil kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren dispergeri ngspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. GDS er en tilleggsavtale som sikrer tilgang til ytterligere dispergeringsmidler. Dispergeringsmidlene i GDS er lokalisert i Engla nd, Singapore, Fran krike, Sør - Afrika og Florida, som vist i Figur 4-6 og er pakket klar for videre frakt ved både luft -, sjø - eller veitransport. [ 10 ] Dispergeringsmidle ne som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR 52, og Corexit EC9500A. Dasic Slickgone NS [ 12 ] og Finasol OSR 52 [ 11 ] tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester. 4000 m 3 dispergeringsmidler er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWI S gir tilgang til utstyr for subsea brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering. OSRL har to Boeing 727 lokaliser t på Doncaster Sheffield Airport i UK. Begge har dispergeringsutstyr og en kapasitet for transport og operasjoner av 15 m 3 dispergeringsmidler per flyvning. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 32 av 48

Miljørisiko - og beredskapsanalyse for letebrønn 16/1-28 Lille Prinsen Figur 4-6 Lokasjon til dispergeringsmidler i Norge og Brasil er klargjort for subsea kjemisk dispergering [ 10 ] i GDS o g utstyr fra SWIS som er tilgjengelig for Statoil. Capping stack 4.3.5 Influensområder og stranding For dimensjonering av oljevern for letebrønn 1 6/ 1-28 Lille Prinsen er oljedriftsberegningene for letebrønn 1 6/2-1 2 Geitungen benyttet. Figur 3-3 - Figur 3-5 viser resultater fra oljedriftsberegningene gitt som influensom råde. Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95 - persentil av korteste drivtid inn til kyst - og strandsone er 1 7 døgn. 95 - persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 25951 tonn. Innenfor influensområdet er det 5 prioriterte områder: Austevo ll, Bømlo, Onøy, Nord - Jæren og Ognabukta. For hvert prioritert område er strandingsstatistikk vist i Tabell 4-1 2. Bare to prioritert e området har kortere drivtid enn 20 døgn. Tabell 4-12 Minste drivtider og største emulsjonsmengder oljedriftssimuleringer Eksempelområde utført for letebrønn 16/2-12 Geitungen Minste drivtid (døgn) 95 - percentil Austevoll 1 7 1 824 Bømlo 1 9 499 Onøy (Øygarden) 21 1 837 Nord - Jæren 23 749 Ognabukta 26 31 9 (95 - percentil) inn til prioriterte områder basert på Størst emulsjonsmeng de (tonn) 95 - percentil Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12 - 31 Side 33 av 48

4.4 Resultat 4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 For letebrønn er behov for antall mekanisk oppsamlingssystemer beregnet for de ulike utslippsscenarier (Tabell 4-13, Tabell 4-14, og Tabell 4-15). Systembehov er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på Ivar Aasen olje for alle utslippsscenarier. Beregning av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. For punktutslipp på 100 Sm 3 med Ivar Aasen olje er det beregnet et behov 1 NOFO system i barriere 1, og det vil ikke være behov for systemer i barriere 2. For et punktutslipp på 2000 Sm 3 Ivar Aasen olje er det beregnet et behov for 2 NOFO system i barriere 1. For dimensjonerende utslipp, vektet rate på 2340 Sm 3 Ivar Aasen olje, er det beregnet et behov for 2 NOFO system i barriere 1 og 2 systemer i barriere 2. For behov for systemer i barriere 3 og 4, se kapittel 4.4.2. Tabell 4-13 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp 100m 3 Ivar Aasen Vinter Sommer 5 C, 10 m/s vind 10 C, 5 m/s vind Utslippsvolum (Sm 3 ) 100 100 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 21 19 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 9 0 Oljemengde tilgj..for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 70 81 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 51 34 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 143 123 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 669* 175* Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? nei nei Behov for NOFO systemer i barriere 1 1 1 * Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes Tabell 4-14 Beregnet systembehov ved et middels utslipp punktutslipp 2000m 3 Ivar Aasen Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 10 C, 5 m/s vind Utslippsvolum (Sm 3 ) 2000 2000 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 21 19 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 9 0 Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) 1400 1620 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 51 34 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) 2857 2455 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 669* 175* Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? nei nei Behov for NOFO systemer i barriere 1 2 2 * Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 34 av 48

Tabell 4-15 Beregnet systembehov ved langvarig utblåsning 2340 m 3 /døgn, Ivar Aasen Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) 2340 2340 Tetthet (Kg/Sm 3 ) 838 838 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 21 19 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 9 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 1638 1895 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 51 34 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 3349 2872 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 669* 175* Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 2 2 Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 2081 802 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) 1020 529 Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 28 28 Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 23 2 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 806 471 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 76 73 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 3357 1744 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 4100 2030 Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 2 1 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 4 3 * Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes Det settes krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. Dimensjonering av oljevernberedskapsressurser settes etter sesongen med høyest behov. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Best oppnåelig ressursdisponering er basert på utstyr og kapasitet til de navngitte fartøyene. Fartøyene kan endres men tilsvarende utstyr og kapasiteter må være tilgjengelig innen samme responstid for at analysen skal være gjeldende. 4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 Fra en utblåsning på Geitungen med vektet rate 7625 m 3 /d er 95-persentil av størst strandet emulsjonsmengde 25 951 tonn. Beredskapsbehovet i barriere 3-5 for Lille Prinsen er satt til det samme som ble beregnet for Geitungen. Dette er en konservativ tilnærming i og med at utblåsningsraten for er betydelig lavere enn raten for 16/2-12 Geitungen, samt at oljetypen på Lille Prinsen har kortere levetid på sjø enn oljetypen på Geitungen (se kap 3.1.4. for vurdering av oljetype). Tabell 4-16 gir en oversikt over beregning av systembehov i barriere 3 og 4. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-12-31 Side 35 av 48