Miljørisiko- og Beredskapsanalyse for avgrensningsbrønn 7222/10-1 Svanefjell appraisal i PL659 i Barentshavet

Memo til: Memo Nr.: 116WXS0B-7/ HELOS Aker BP v/nina Aas Fra: Helene Østbøll Dato: 2018-01-19 Skrevet av: Helene Østbøll og Odd Willy Brude (QA) Miljørisiko- og Beredskapsanalyse for avgrensningsbrønn 7222/10-1 Svanefjell appraisal i PL659 i Barentshavet 1 INNLEDNING Aker BP planlegger boring av avgrensningsbrønn 7222/10-1 i PL659 i Barentshavet. Brønnen ligger ca. 131 km fra nærmeste land som er Ingøya i Finnmark (Figur 1-1). Vanndypet i området er ca. 357 meter. Boringen har tidligste oppstart vår 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Stavanger. Som forberedelse til den planlagte operasjonen er det gjennomført en miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse for aktiviteten. Basisinformasjon for aktiviteten er oppsummert i Tabell 1-1. Det er ikke identifisert behov for en full analyse av miljørisiko for avgrensningsbrønn 7222/10-1, men det henvises til miljørisikoanalysen gjennomført for referansebrønn 7221/12-1 Svanefjell som Aker BP planlegger å bore i samme borekampanje vår 2018 (DNV GL, 2017), og som anses som dekkende for planlagt aktivitet. 7222/10-1 ligger ca. 9 km vest for brønn Svanefjell (Figur 1-1). For beredskapsanalysen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er i henhold til industristandarden «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013). Da det ikke er gjennomført oljedriftsmodellering for avgrensningsbrønnen, er strandingsmengder og drivtider i beredskapsanalysen hentet fra modelleringene gjennomført for referansebrønn Svanefjell. DNV GL Headquarters, Veritasveien 1, P.O.Box 300, 1322 Høvik, Norway. Tel: +47 67 57 99 00. www.dnvgl.com Memo_FINAL_Referansebasert MRABA Svanefjell appraisal_rev00

Figur 1-1 Lokasjon av avgrensningsbrønn 7222/10-1 Svanefjell appraisal og letebrønn 7221/12-1 Svanefjell i PL659 i Barentshavet. Tabell 1-1 Basisinformasjon for brønn 7222/10-1. Brønnlokasjon 22 09' 44,920" Ø, 72 05' 48,192" N Analyseperiode Helårlig, fordelt på 4 sesonger Vanndybde 357 meter Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 131 km (Ingøya) Oljetype Wisting Central (838 kg/m 3 ) Riggtype Deepsea Stavanger (halvt nedsenkbar borerigg) Utblåsningsrater Vektet rate, overflate: 590 Sm 3 /døgn Vektet rate, sjøbunn: 240 Sm 3 /døgn Vektet varighet Overflateutblåsning: 9,8 dager Sjøbunnsutblåsning: 10,2 dager GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 107 Tid for boring av avlastningsbrønn 52 døgn Aktiviteter Avgrensningsboring Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn) VØK arter/ populasjoner vurdert Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat for Nordsjøen Forventet borestart Vår 2018 2

1.1 Aker BPs akseptkriterier for akutt forurensning Aker BP har som en integrert del av deres styringssystem definert akseptkriteriene for miljørisiko. For letebrønn 7221/12-1 er Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier benyttet i gjennomføringen av miljørisikoanalysen (Tabell 1-1). Akseptkriteriene angir den øvre grensen for hva Aker BP har definert som en akseptabel risiko knyttet til egne aktiviteter (sannsynlighet for en gitt konsekvens). Disse er formulert som mål på skade på naturlige ressurser (VØK), uttrykt ved varighet (restitusjonstid) og ulik alvorlighetsgrad. Aker BP anvender de samme akseptkriterier i alle regioner på norsk sokkel. Miljørisikoanalysen registrerer 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 uttrykker Aker BPs holdning om at naturen i størst mulig grad skal være uberørt av selskapets aktiviteter. Kriteriene angir maksimal tillatt hyppighet av hendelser som kan forårsake skade på miljøet. Tabell 1-2 Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensing. 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 3

2 MILJØRISIKOANALYSE 2.1 Metode referansebasert Miljørisikoanalyse Det er gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). En referansebasert analyse kan gjennomføres dersom det foreligger inngangsdata som er sammenlignbare i forhold til aktiviteten det er aktuelt å gjøre en miljørisikoanalyse for. En tidligere utført analyse benyttes da som en referanseanalyse. Sentrale parametere for den aktuelle boreoperasjonen og miljøets sårbarhet gjennomgås og sammenliknes med referanseanalysen. Resultatene av sammenlikningen evalueres, og avgjør om referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten. Referanseanalysen anses som dekkende dersom den er mer konservativ enn de detaljerte analysene en sammenlikner med, - slik at ytterligere analyse ville konkludert med tilsvarende eller lavere miljørisiko enn den gjeldende referanseanalysen. Følgende momenter inngår i evalueringen: Geografisk plassering Oljetype Sannsynlighet for utslipp Rater og varigheter Utslippspunkt (havoverflate eller sjøbunn) Type operasjon Akseptkriterier Spesielt sårbar årstid Klimatiske forhold Influensområde Brønntekniske aspekter Det henvises til veilederen for mer utfyllende informasjon (OLF, 2007). 2.2 Viktige parametere for å evaluere miljørisiko Miljørisikoen er gjennomført som en referansebasert analyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). Viktige parametere ved brønn 7222/10-1 har blitt sammenliknet med samsvarende parametere i miljørisikoen for Svanefjell (DNV GL, 2017). Tabell 2-1 viser sammenlikning av parametere for de to brønnene. Inngangsdata og eventuelle ulikheter i inngangsdata, og konsekvenser av disse ulikhetene er diskutert i påfølgende delkapitler. 4

Tabell 2-1 Sammenstilling av parametere for brønn 7222/10-1 og referansebrønn 7221/12-1 Svanefjell (AddEnergy, 2017; AddEnergy, 2017b; Aker BP, 2018; DNV GL, 2017). Parameter 7222/10-1 Svanefjell appraisal 7221/12-1 Svanefjell (2017) Kriterium for sammenlikning Resultat av sammenlikning Operatør Aker BP Aker BP -- -- Posisjon (Geografiske koordinater) 72º 05 48.192 N 22º 09 44.920 Ø 72º 08 18.6318 N 21º 55 50.2261 Ø -- -- Avstand til Svanefjell appraisal (km) 9 km -- Mindre enn 50 km avstand Ok PL 659 659 -- -- Brønntype Avgrensningsbrønn Avgrensningsbrønn -- -- Olje Wisting Central (SINTEF, 2017) Wisting Central (SINTEF, 2017) -- Ok Oljens tetthet 838 838 Tilsvarende Ok Dyp (m) 357 345 Tilsvarende Ok GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 107 106 Tilsvarende Ok Avstand til land (km) Ca. 131 km til Ingøya Ca. 138 km til Ingøya Tilsvarende eller lengre avstand til land Ok Rater overflate (Sm 3 /d) 519-697 142-1648 -- -- Vektet rate overflate (Sm 3 /d) 590 290 Tilsvarende eller lavere rate Se kap. 2.2.3 Rater sjøbunn (Sm 3 /d) 198-293 115-976 -- -- Vektet rate sjøbunn (Sm 3 /d) 240 190 Tilsvarende eller lavere rate Se kap. 2.2.3 Lengste varighet (d) 52 52 Tilsvarende eller kortere varighet Vektet var. top/sub 9,8/10,2 9,8/10,2 Tilsvarende eller kortere varighet Ok Ok Frekvens 1,37 x 10-4 1,42 x 10-4 Tilsvarende Se kap. 2.2.2 Topside/subsea fordeling 20/80 % 20/80 % Tilsvarende Ok Riggtype Deepsea Stavanger (semi sub flyter) Deepsea Stavanger (semi sub flyter) -- -- Analyseperiode Hele året Hele året Må dekke planlagt boreperiode. Ok Seapop datasett - 2013 (Åpent hav)/ 2017 (Kystnære) Akseptkriterier Aker BPs Operasjonsspesifikke akseptkriterier Aker BPs Operasjonsspesifikke akseptkriterier Høyeste risiko -- Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 5 % av akseptkriteriet for moderat Miljøskade i høstsesongen (Lunde, åpent hav). -- -- Tilsvarende Ok -- Ok 2.2.1 Lokasjon Brønn 7222/10-1 ligger ca. 131 km fra nærmeste land som er Ingøya i Finnmark, og 9 km øst for referansebrønn 7221/12-1 Svanefjell (Figur 1-1). 5

2.2.2 Sannsynlighet for utblåsning Brønn 7222/10-1 er en avgrensningsbrønn der det forventes å finne olje. Basert på SINTEF offshore blowout database 2016, er den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,37 x 10-4 som er frekvensen for boring av en avgrensningsbrønn. For Svanefjell ble utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,42 x 10-4 for en letebrønn (Lloyd s, 2017). Begge brønnene er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Stavanger. Deepsea Stavanger er en halvt nedsenkbar flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate under boring, er satt til henholdsvis 80 % / 20 % for begge brønnene (Lloyd s, 2017). 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 7222/10-1 er denne satt til 52 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (AddEnergy, 2017). For referansebrønn Svanefjell var også lengste varighet beregnet til 52 døgn (AddEnergy, 2017b). Vektet varighet for overflateutblåsning fra 7222/10-1 er 9,8 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 10,2 døgn. De vektede varighetene for Svanefjell er tilsvarende. Rate-/varighetsmatrisen som ligger til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for referansebrønn Svanefjell er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2017b). Vektet rate for overflateutblåsning er 290 Sm 3 /døgn og vektet rate for sjøbunnsutblåsning er 190 Sm 3 /døgn. Rate-/varighetsmatrisen er gitt i Tabell 2-2. Tabell 2-2 Rate- og varighetsfordeling for overflateutblåsning for letebrønn 7221/12-1 Svanefjell (AddEnergy, 2017b). Fordeling Open (O)/ Rate Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Utblåsnings overflate Sm -lokasjon / Restricted Sannsynlighet / (R) d* 2 5 15 35 52 for raten sjøbunn 142-3,6 % Overflate 20 % 672-52,1% 18,7% 17,3% 6,0% 6,0% 92,8 % 1648-3,6 % Sjøbunn 80 % 115 O 3,6 % 442 O 50,1% 18,9% 18,3% 6,5% 6,1% 25,2 % 443 R 67,5 % 976 O 3,6 % * Utblåsningsstudien fra AddEnergy (2017b) er basis for matrisen, men flere av ratene er vektet sammen for å få en mer komprimert matrise for modelleringen. Scenarier med null i utslippsrate er ikke modellert og er derfor ikke med i matrisen, men de er tatt med inn i beregning av vektede rater (AddEnergy, 2017b). 6

Forventede utblåsningsrater for brønn 7222/10-1 er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2017). Vektet rate for overflateutblåsning er 590 Sm 3 /døgn, og 240 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning (Tabell 2-3). Tabell 2-3 Rateberegninger for brønn 7222/10-1 gitt en overflateutblåsning (øverst) eller sjøbunnsutblåsning (nederst) (AddEnergy, 2017). 2.2.4 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 Wisting Central olje (SINTEF, 2017) som referanseolje i analysene for miljørisiko- og beredskap. Referanseoljen har egenskaper tilsvarende oljen man forventer for denne brønnen. Wisting Central oljen er kategorisert som en naftenisk råolje med middels tetthet (838 kg/m 3 ) og lavt asfalten- (0,05 vekt %) og voksinnhold (0,71 vekt %) sammenliknet med andre norske råoljer. En høy initiell fordampning fører til økning i asfalten- og voksinnholdet, og det bidrar til en stabil vann i olje emulsjon. Wisting Central danner lavviskøse emulsjoner med relativt sakte vannopptak og med et lavt maksimum vanninnhold på 60 % (SINTEF, 2017). I analysen for letebrønn Svanefjell ble også Wisting Central brukt som referanseolje. En sammenstilling av parametere for Wisting Central olje er gitt i Tabell 2-4. 7

Tabell 2-4 Parametere for Wisting Central olje som er valgt som referanseolje for både brønn 7222/10-1 og for referansebrønn Svanefjell (SINTEF, 2017). Wisting Central råolje Parameter Verdi Oljetetthet [kg/ m³] 838 Maksimum vanninnhold ved 5 C [volum %] 60 Voksinnhold, fersk olje [vekt %] 0,71 Asfalteninnhold, fersk olje [vekt %] 0,05 Viskositet ved 5 C [cp] og 10 s -1 10 2.2.5 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. Brønn 7222/10-1 og referansebrønn Svanefjell har tilsvarende GOR på hhv. 107 Sm 3 /Sm 3 og 106 Sm 3 /Sm 3. 2.3 Oljedriftsmodellering 2.3.1 Treffsannsynlighet av olje på overflaten For modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger fra Svanefjell er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 10 km ruter) for fire sesonger; høst (september-november), vinter (desember-februar), vår (mars-mai) og sommer (juni-august). Forventet treff av oljemengder ( 5 % treff av tonn olje (sannsynlighet for treff x mengde olje gitt treff)) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i Figur 2-2 og Figur 2-3. Figurene viser også 5 % og 50 % treffsannsynlighet for olje (influensområde). Influensområdet er basert på sannsynligheten for at en rute treffes i den statistiske oljedriftsmodelleringen. For den forventede oljemengden (tonn) er sannsynligheten for at ruten treffes multiplisert med den gjennomsnittlige tidsmidlete oljemengden 1 tonn i ruten gitt at den treffes. Influensområdet vil være større i utstrekning da den også inneholder ruter med mer enn 1 tonn olje selv med små treffsannsynligheter. Merk imidlertid at forventet oljemengde og treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Resultatene viser at oljen i stor grad fordeles rundt utblåsningspunktet i sentrale deler av Barentshavet, men at oljen trekkes nordover og østover med strømmen uavhengig av sesong. Resultatene, som viser forventede oljemengder på overflaten, viser at oljen spres og forvitrer slik at det i all hovedsak er sannsynlighet for treff av oljemengder i kategori < 10 tonn per 10 10 km rute, med sannsynlighet for større oljemengder (10-100 tonn) i området rundt brønnlokasjonen. 8

Figur 2-1 Sesongvise forventede treff av oljemengder ( 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 7221/12-1. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. 9

Figur 2-2 Sesongvise forventede treff av oljemengder ( 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7221/12-1. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. 10

2.3.2 Stranding Det er ingen landruter som har 5 % sannsynlighet for stranding av mer enn 1 tonn olje per 10 10 km ruter i noen av sesongene hverken gitt en overflate- eller en sjøbunnsutblåsning fra brønn 7221/12-1. Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon er vist i Tabell 2-5 (95- og 100- persentiler). Resultatene for forventet strandet emulsjon og drivtid presentert stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. Alle simuleringer, både for overflate- og sjøbunnsutblåsning ligger til grunn for resultatene. 95-persentilen av scenariene gir 4 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen (sommersesongen) og 95-persentilen av korteste drivtid er 33,1 døgn (vintersesongen). Tabell 2-5 Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra letebrønn 7221/12-1 (95- og 100-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert. Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter 100 1838 2301 208 246 11,2 13,9 9,3 7,9 95 3 4-1 55,5 39,5-33,1 95-persentil av scenariene gir ingen treff i noen de definerte eksempelområdene langs Finnmarkskysten og på Bjørnøya (se Figur 2-4) gitt en utblåsning fra brønn 7221/12-1. Figur 2-3 Lokasjon av eksempelområdene langs Finnmarkskysten. 11

2.4 Vurdering av miljørisiko 2.4.1 Utvalgte Verdifulle Økosystem Komponenter (VØK) Tabell 2-5 viser utvalgte VØK inkludert i analysen for referansebrønn Svanefjell. Flere av de pelagiske sjøfuglene inngår også i datasettene for kystnære sjøfugl, da det benyttes ulike datasett for disse etter tilholdssted i ulike deler av året. For disse artene dreier det seg i all hovedsak om hekkebestanden som oppholder seg rundt hekkekoloniene i en begrenset periode av året (vår/sommer). Det ble benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Barentshavet. Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til brønn Svanefjell strekker seg sørover og østover mot Finnmarkskysten, og det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i analysen. I tillegg ble det for Svanefjell valgt å inkludere fisk (torsk og lodde). Strandhabitater ble også inkludert i miljørisikoanalysen. Tabell 2-6 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for letebrønn Svanefjell (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 Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia EN Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda EN Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC Islom Gavia immer - Ismåke Pagophila eburnea VU Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Makrellterne Sterna hirundo EN Polarlomvi Uria lomvia EN Polarmåke Larus hyperboreus - Praktærfugl Somateria spectabilis - Rødnebbterne Sterna paradisaea LC Siland Mergus serrator LC Sildemåke Larus fuscus LC Smålom Gavia stellata LC Stellerand Polysticta stelleri VU Storjo Stercorarius skua LC Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Pelagisk sjøfugl datasett Barentshavet Kystnær sjøfugl datasett Barentshavet (Datasett både regionalt og nasjonalt) 12

Ærfugl Somateria molissima NT Havert Halichoerus grypus LC Marine pattedyr Steinkobbe Phoca vitulina LC Barentshavet Oter Lutra lutra VU Lodde Mallotus villosus LC Fisk - Barentshavet Torsk Gadhus morhua LC Strandhabitat - - Strand NT Nær Truet, EN Sterkt Truet, CR Kritisk Truet, VU Sårbar, LC Livskraftig 2.4.2 Konsekvensberegninger I henhold til standard MIRA-metodikk (OLF, 2007) ble det beregnet sannsynlighet for bestandstap av ulike sjøfuglarter og marine pattedyr som følge av en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Svanefjell. For strandhabitat er det beregnet sannsynlighet for treff av ulike oljemengdekategorier (1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og > 1000 tonn per 10 10 km strandrute) og medfølgende sannsynlighet for miljøskade. Største sannsynligheter for bestandstap av sjøfugl og marine pattedyr ble funnet å være: 1-5 % bestandstap: 37% sannsynlighet (lunde, pelagisk sjøfugl overflateutblåsning, i høstsesongen) 5-10 % bestandstap: 11 % sannsynlighet (lunde, pelagisk sjøfugl overflateutblåsning, i høstsesongen) 10-20 % bestandstap: <0,5 % sannsynlighet (alke, pelagisk sjøfugl overflateutblåsning, i vårsesongen) Det er ingen sannsynlighet for bestandstap >20 %. For strandhabitat ble treffsannsynligheten av olje i 10 10 km strandhabitater langs kysten maksimalt funnet å være henholdsvis: 7 % sannsynlighet for treff av 1-100 tonn olje per rute (vår). Det er ingen sannsynlighet for treff av > 100 tonn olje i habitatene. Torsk og lodde ble definert som verdsatte økosystem komponenter (VØK) i miljørisikoanalysen for Svanefjell. Modellering av oljedrift etter utblåsning for referansebrønnen viste ingen THC konsentrasjoner over 50 ppb hverken gitt en overflate- eller sjøbunnsutblåsning fra brønnen. 58 ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og larver (Nilsen et.al., 2006). Miljørisikoanalysen viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene. Mulige konsekvenser for torsk og lodde anses derfor som neglisjerbare. 2.4.3 Miljørisikonivå Tabell 2-7 og Figur 2-5 viser sesongvis høyeste miljørisiko for hver av VØK-kategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art. Miljørisikoen er presentert som prosentandel av Aker BPs 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. 13

Pelagisk sjøfugl (lunde) er dimensjonerende for risikonivået med 5 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid) i høstsesongen (september- november), se Figur 2-5. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat er 1 %. Brønn 7222/10-1 og 7221/12-1 har planlagt oppstart i april/mai, og det vil derfor være vårsesongen (avhengig av boreoperasjonenes varighet) som vil være aktuell i forhold til miljørisiko. For denne sesongen er det fortsatt pelagisk sjøfugl som er dimensjonerende for risikonivået, og høyeste utslag er beregnet for alke og lunde med 3 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat er 1 % i vårsesongen. Tabell 2-7 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn Svanefjell i Barentshavet. 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 Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier. Sesong Vår Sommer Høst Vinter VØK-gruppe Mindre (< 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Pelagisk sjøfugl 0,6 % 2,7 % 1,2 % 0,1 % Kystnær sjøfugl-regionale 0,3 % 1,3 % 0,2 % 0,2 % Kystnær sjøfugl-nasjonale 0,3 % 1,2 % 0,1 % 0 % Marine pattedyr 0 % 0,1 % 0 % 0 % Strandhabitat 0,2 % 0,3 % 0 % 0 % Pelagisk sjøfugl 1,0 % 4,3 % 1,1 % 0,2 % Kystnær sjøfugl-regionale 0,3 % 1,3 % 0,2 % 0,3 % Kystnær sjøfugl-nasjonale 0,3 % 1,1 % 0,1 % 0,0 % Marine pattedyr 0 % 0,1 % 0 % 0 % Strandhabitat 0,2 % 0,2 % 0 % 0 % Pelagisk sjøfugl 1,0 % 4,7 % 1,7 % 0 % Kystnær sjøfugl-regionale 0,1 % 0,3 % 0 % 0 % Kystnær sjøfugl-nasjonale 0 % 0,1 % 0 % 0 % Marine pattedyr 0,1 % 0,3 % 0 % 0 % Strandhabitat 0,1 % 0,1 % 0 % 0 % Pelagisk sjøfugl 0,8 % 3,2 % 0,4 % 0 % Kystnær sjøfugl-regionale 0 % 0,1 % 0,1 % 0 % Kystnær sjøfugl-nasjonale 0 % 0,1 % 0 % 0 % Marine pattedyr 0 % 0,1 % 0 % 0 % Strandhabitat 0,1 % 0,1 % 0 % 0 % 14

Figur 2-4 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for letebrønn Svanefjell i Barentshavet. Verdiene er oppgitt som prosent av Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier (Grafisk fremstilling av resultatene presentert i Tabell 2-7). Figur 2-6 viser høyeste miljørisiko i de ulike månedene gjennom året. Det er krykkje, lunde og alke fra datasett sjøfugl åpent hav (pelagiske sjøfugldatasett) som er dimensjonerende arter for miljørisiko gjennom året. Resultatene viser at de dimensjonerende artene for miljørisikoen har høyest utslag i moderat skadekategori. Figur 2-5 Dimensjonerende arter for miljørisiko for letebrønn 7221/12-1 i de ulike månedene gjennom året. Alle arter i figuren er fra datasett pelagisk sjøfugl Barentshavet, da det er dette datasettet som gir høyest miljørisiko i alle årets måneder. Det er høyest utslag i skadekategori moderat (grønn) i de ulike månedene. 15

2.5 Oppsummering av miljørisiko forbundet med aktiviteten I den referansebaserte analysen er miljørisikoanalysen gjennomført for Svanefjell sammenliknet med inngangsdata for brønn 7222/10-1. Alle inngangsdata som vil ha innvirkning på miljørisikonivået er evaluert, og det konkluderes med at referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten på brønn 7222/10-1. Det forventes tilsvarende brønntekniske forhold i de to brønnene, varighetene er vurdert som tilsvarende, samme oljetype er forventet, dypet er tilsvarende, samme rigg skal brukes ved begge operasjonene og GOR er tilsvarende. Utblåsningsratene for 7222/10-1 er noe høyere enn i referanseanalysen. Brønnen ligger 7 km nærmere land enn Svanefjell, og det forventes tilsvarende eller marginalt større mengder strandet olje. Høyeste miljørisikonivå for Svanefjell var 5 % av Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for pelagiske sjøfugl i moderat skadekategori. Sannsynligheten for utblåsning fra 7222/10-1 er marginalt lavere (4 %) enn den var for Svanefjell med en utblåsningsfrekvens på 1,37 x 10-4 som er frekvensen for en avgrensningsbrønn. For Svanefjell var utblåsningsfrekvensen satt til 1,42 x 10-4 som er frekvensen for en gjennomsnitts letebrønn. Basert på vurderinger av alle inngangsparametere for de to brønnene forventes det at risikonivået ved boring av brønn 7222/10-1 er tilsvarende eller marginalt høyere enn for brønn Svanefjell. Miljørisikoen er godt innenfor Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle sesonger, og er vurdert å være akseptabelt. 16

3 BEREDSKAPSANALYSE FOR BRØNN 7222/10-1 3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til et utslipp fra brønn 7222/10-1 Svanefjell appraisal. 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 Wisting Central, og denne benyttes som referanseolje. Forvitringsdata for Wisting Central olje (SINTEF, 2017) benyttes som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante egenskaper. Både emulsjonsvolum og effektivitet av barrierer beregnes sesongvis basert på gjennomsnitt for aktuelle parametere (eksempelvis lys, vind og temperatur). 3.1.1 Effektivitet En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlingssystemer. Figur 3-1 illustrerer et standardsystem bestående av to fartøyer, lense, oljeopptaker og lagringskapasitet. Effekten av hver enkelt barriere avhenger av vær- (lensetap øker med økende bølgehøyde) samt lysforhold (det antas en lavere effektivitet ved dårlige lysforhold som en konsekvens av høyere sannsynlighet for at oljeflak passerer på utsiden av lensene). I mørket forventes en effektivitetsreduksjon til 65 % (Norsk olje og gass, 2013). Forventet effektivitet av en barriere er også lavere med økende avstand fra kilden. Figur 3-1 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp. Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som samles opp fra et lensesystem og er dermed hovedsakelig relatert til lensetype, selve operasjonen, oljens egenskaper og bølge-/strømforhold. Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektiviteten. Mange år med olje-på-vann øvelser har etablert kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet som oppnås med et NOFO-system som funksjon av bølgehøyde. For havgående NOFO-system forventes systemeffektiviteten å være lik null ved sjøtilstander 17

over 4 meter signifikant bølgehøyde (Hs), mens tilsvarende for havgående kystvakt er forventet å være 3 meter Hs. Figur 3-2 gir en benyttet sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet for henholdsvis mellomtungt og lett lenseutstyr. Figur 3-2 Sammenhengen mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%) (Norsk olje og gass, 2013). 3.1.2 Kapasitet og dimensjonering Dimensjonering av oljevernberedskap gjøres som en regnearkøvelse, hvor forvitringsdata for Wisting Central 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, 2013). 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. 18

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 Wisting Central råolje Wisting Central olje er brukt som referanseolje i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (2017). Se avsnitt 2.2.4 for oljespesifikke parametere. Wisting Central olje har en relativt sakte vannopptakshastighet sammenliknet med andre norske råoljer, og danner emulsjoner med lav viskositet (<1000 mpa). Ved lave vindhastigheter (< 5 m/s) kan viskositeten til emulsjonen være lav i inntil 5 døgn. Dette kan medføre lenselekkasje, og det vil kunne være behov for at fartøy senker hastigheten i en oppsamlingsaksjon. Ved høyere vindhastigheter (> 5 m/s) når emulsjonen en viskositet over 1000 mpa innen 6-12 timer. Wisting Central olje har et svært godt potensiale for bruk av kjemisk dispergeringsmidler. Ved sommertemperatur og 5 m/s vindstyrke vil oljen være dispergerbar i 5 døgn etter at oljen kommer på sjø. Også ved vindstyrke 15 m/s vil Wisting Central olje være dispergerbar 4 døgn etter at oljen kommer på sjø, og med redusert dispergerbarhet etter det. Ved vintertemperatur er oljen dispergerbar i 5 døgn for vindstyrker opp til 10 m/s, og en noe redusert dispergerbarhet etter 3 døgn på sjø med vindstyrke på 15 m/s. Tidsvinduet for dispergerbarhet for både sommer- og vinterforhold er vist i Tabell 3-1 og representerer predikerte verdier basert på oljens viskositet (SINTEF, 2017). 19

Tabell 3-1 Tidsvindu for kjemisk dispergerbarhet på emulsjon angitt for vinter- og sommerforhold (ved henholdsvis 2 C og 5 C) ved ulike vindhastigheter for Wisting Central olje. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 2017). Sesong (temp.) Vinter (2 C) Sommer (5 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 Dimensjonerende utblåsningsrate I henhold til eksisterende industristandard (Norsk olje og gass, 2013) skal vektet utblåsningsrate være dimensjonerende når beredskapsbehovet for avgrensningsboring beregnes. Vektet utblåsningsrate er beregnet til 590 Sm 3 /d for en overflateutblåsning og 240 Sm 3 /d for en sjøbunnsutblåsning for brønn 7222/10-1 (AddEnergy, 2017). Det er dimensjonert for overflateutblåsning da dette scenariet har høyest vektet utblåsningsrate (590 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 Wisting Central råoljen (Tabell 7-2) (SINTEF, 2017). Data innsamlet ved Slettnes fyrr er lagt til grunn for sjøtemperatur og data innsamlet ved Fruholmen fyr er lagt til grunn for vindstyrke (Figur 3-3) (eklima, 2016). For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjonslys for boreoperasjonen ved å benytte geografiske koordinater til brønnlokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 3-2. Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er også presentert i Tabell 3-2. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Meteorologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 982) (eklima, 2016) (Figur 3-3). 20

Figur 3-3 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke (Fruholmen fyr) og sjøtemperatur (Slettnes fyr) og bølgehøyder (hsmd 982). Lokasjon for letebrønn 7221/12-1 og avgrensningsbrønn 7222/10-1 er vist. Tabell 3-2 Vindhastigheter er målt ved Fruholmen fyr og sjøtemperaturer er målt ved Slettnes fyr. 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 982. Data er hentet fra eklima (2016). Målt vind (m/s) Timer Målt sjøtemperatur Dagslys- Effektivitet som en Sesong ( C) Snitt Avrundet Snitt Avrundet dagslys (t) andel (%) funksjon av bølgehøyde (%) Vår (mars-mai) 8,3 10 3,2 5 19 80 61 Sommer (juni-august) 6,6 5 8,7 5 24 100 70 Høst (september-november) 8,2 10 6,9 5 12 49 58 Vinter (desember-februar) 8,8 10 2,2 5 5 22 48 Forvitringsegenskapene til oljen, gitt de klimatiske forholdene presentert i tabellen over, er oppsummert i Tabell 3-3 sammen med beregnet beredskapsbehov i barrierene 1a og 1b. Med utgangspunkt i forvitringsdataene (SINTEF, 2017) og vektet utblåsningsrate (AddEnergy, 2017) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i 21

barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 6 og 24 timer forvitret olje lagt til grunn for alle sesonger. For en overflateutblåsning fra 7222/10-1 er behovet beregnet til ett NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt to NOFO-system i alle sesonger (Tabell 3-3). Tabell 3-3 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra avgrensningsbrønn 7222/10-1. Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Wisting Central 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) 590 590 590 590 Fordampning etter 2 timer på sjø 28 % 25 % 28 % 28 % Nedblanding etter 2 timer på sjø 27 % 2 % 27 % 27 % Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 266 431 266 266 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 35 % 12 % 35 % 35 % Viskositet etter 2 timer på sjø (cp) 306 93 306 306 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm3/d) 408 489 408 408 Opptakskapasitet (Sm 3 /d) 2400 2400 2400 2400 Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 0,2 (1) 0,2 (1) 0,2 (1) 0,2 (1) Effektivitet av barriere 1a 57 % 70 % 48 % 35 % Olje ut av barriere 1a 115 127 138 174 Fordampning etter 12 t (%) 31 % 30 % 31 % 31 % Nedblanding etter 12 t (%) 49 % 6 % 49 % 49 % Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 58 % 38 % 58 % 58 % Viskositet etter 12 timer på sjø (cp) 1430 393 1430 1430 Olje inn i barriere 1b 86 116 104 130 Opptakskapasitet (Sm3/d) 2400 2400 2400 2400 Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm3/d) 205 187 247 310 Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 0,1 (1) 0,1 (1) 0,1 (1) 0,1 (1) Effektivitet av barriere 1a+1b 69 % 81 % 60 % 46 % Totalt systembehov barriere 1a og 1b 2 2 2 2 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): 1) 14 knop transitthastighet (17 knop på fartøy Statoil disponerer). 2) 1 time for utsetting av lense. 22

3) 4-6 timers frigivelsestid for områdefartøy. 4) 10 timer mobiliseringstid for første fartøy fra NOFO baser (20 timer mobiliseringstid for første system fra Sandnessjøen) og 30 timer mobiliseringstid for andre fartøy fra NOFO baser. Tabell 7-4 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen. 2 systemer kan være operative innen 24 timer i alle sesonger. Dette er den raskest mulige løsningen med systemer innenfor planforutsetningene. For å øke robustheten i beredskapsoppsettet er det i Tabell 7-4 listet opp 6 systemer som alle møter kravet om fullt utbygd barriere innen korteste drivtid til land (33,1 døgn). Dersom andre fartøy er i området samtidig med denne boreaktiviteten vil disse kunne benyttes i en eventuell beredskapsoperasjon. Første system benytter OR-fartøy fra Goliat og har RS Sørvær som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 9 timer. Andre system benytter fartøy fra Hammerfest base og slepefartøy fra NOFO pool, systemet vil være operativt innen 24 timer. Systemet fra Goliat vil ha anledning til å starte opp med Daughter Craft som slepefartøy for en begrenset periode for deretter å bli avløst av RS fartøy. NOFO vil deretter erstatte RS fartøy med fartøy fra egen pool av oljevernfartøy for sleping så fort som mulig. Tabell 3-4 Beregninger av responstider for oljevernfartøy til brønn 7222/10-1 i PL659 for OR- og slepefartøy. System Seilingstid (t) Tids-tillegg (t) 1) Samlet responstid NOFO-fartøy (t) Slepefartøy Samlet responstid Slepefartøy (t) 2) Total responstid for komplett system (t) Goliat 3,6 4 9 Sørvær (Sørøya) 8 9 Hammerfest S1 6,9 10 18 NOFO pool 24 24 Hammerfest S2 6,9 30 38 NOFO pool 24 38 Haltenbanken 31,1 6 39 NOFO pool 24 39 Sandnessjøen S1 29,9 20 51 NOFO pool 24 51 Kristiansund S1 45,0 10 56 NOFO pool 24 56 1) Spesifikk mobiliseringstid for områdefartøy og basefartøy inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatør (2-6 timer), mobilisering fra base (10-30 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 oljedriftsmodelleringen gjennomført for Svanefjell (DNV GL, 2017). Brønn 7222/10-1 ligger 9 km øst for Svanefjell og 7 km nærmere kysten. Basert på lokasjon vil en kunne forvente tilsvarende stranding av olje etter en utblåsning fra brønnen. Men ratene beregnet for brønn 7222/10-1 er noe høyere enn ratene for Svanefjell (vektet rate hhv. 590 Sm3/d og 290 Sm3/d). Det vil derfor forventes tilsvarende eller noe høyere strandingsmengder etter en eventuell utblåsning fra brønn 7222/10-1. I henhold til ytelseskravene til Aker BP og veiledningen til Norsk olje og gass skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (7,9 døgn 100 persentil vår), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (33,1 døgn - vinter). 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 7-5. For den aktuelle boreperioden (vår) utgjør dette 0,1 tonn emulsjon per dag 23

forutsatt en varighet på 9,8 dager (vektet varighet) og effekt av beredskap (se Tabell 7-3). For å håndtere denne emulsjonsmengden vil det være tilstrekkelig med ett kystsystem. Det er ingen stranding i eksempelområdene. Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til avgrensningsbrønn 7222/10-1 er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. Tabell 3-5 Strandet emulsjon i tonn og drivtider til land i dager (95- persentil) gitt et overflateutslipp for vår-, sommer-, høst- og vintersesongen, basert på oljedriftsmodelleringen for letebrønn 7221/12-1. 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 3 55,5 0,1 Sommer 4 39,5 0,1 Høst - - - Vinter 1 33,1 0,1 3.6 Oppsummering beredskapsanalysen Med basis i forvitringsdataene for Wisting Central olje (SINTEF, 2017) og den beregnede vektede utblåsningsraten for 7222/10-1 (AddEnergy, 2017) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. Wisting Central olje har en relativt sakte vannopptakshastighet sammenliknet med andre norske råoljer, og danner emulsjoner med lav viskositet (<1000 mpa). Ved lave vindhastigheter (< 5 m/s) kan viskositeten til emulsjonen være lav i inntil 5 døgn. Dette kan medføre lenselekkasje, og det vil kunne være behov for at fartøy senker hastigheten i en oppsamlingsaksjon. Ved høyere vindhastigheter (> 5 m/s) når emulsjonen en viskositet over 1000 mpa innen 6-12 timer. Wisting Central olje har et svært godt potensiale for bruk av kjemisk dispergeringsmidler. Ved sommertemperatur og 5 m/s vindstyrke vil oljen være dispergerbar i 5 døgn etter at oljen kommer på sjø. Også ved vindstyrke 15 m/s vil Wisting Central olje være dispergerbar 4 døgn etter at oljen kommer på sjø, og med redusert dispergerbarhet etter det. Ved vintertemperatur er oljen dispergerbar i 5 døgn for vindstyrker opp til 10 m/s, og en noe redusert dispergerbarhet etter 3 døgn på sjø med vindstyrke på 15 m/s. For beregning av systembehov i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 6 timer og 24 timer gammel olje lagt til grunn for alle sesonger. For dimensjonerende scenario, som er en overflateutblåsning med vektet utblåsningsrate på 590 Sm 3 /døgn og vektet varighet på 9,8 døgn, er behovet beregnet til ett NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt to NOFO-system i alle fire sesonger. 24

De to systemene kan være operative innen 24 timer. For å øke robustheten i beredskapsoppsettet er det satt opp 6 systemer som alle møter tidskravet om fullt utbygde barrierer, 7,9 døgn for barriere 1a og 33,1 døgn for barriere 1b. 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. For den aktuelle boreperioden (vår) utgjør dette 0,1 tonn emulsjon per dag, og for å håndtere denne emulsjonsmengden vil det være tilstrekkelig med ett kystsystem. Det er ingen stranding i eksempelområdene. 25

4 REFERANSER AddEnergy, 2017. Report: Blowout and Kill Simulation study- Svanefjell, appraisal well 7222/10-1. Rev0. Dated 20 December 2017. AddEnergy, 2017b. Memo: Blowout Simulations Exploration well 7221/12-1 Svanefjell. Rev0. Dated 6 November 2017. Aker BP, 2018. e-poster fra Aker BP v/nina Aas med inputdata for brønn 7222/10-1 Svanefjell appraisal. Artsdatabanken, 2015. http://www.artsdatabanken.no. Nasjonal kunnskapskilde for biologisk mangfold. Norske Rødliste for arter 2015. DNV GL, 2017. Miljørisikoanalyse (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7221/12-1 Svanefjell i PL659 i Barentshavet. DNV GL rapport 2017-1104, Rev.00. E-Klima, 2016. www.eklima.no. Måleverdier for sjøtemperatur/vind fra Fruholmen fyr og Slettnes fyr. Lloyd s, 2017. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2016. Report no: 19101001-8/2017/R3. Rev: Draft A. Date 25 February 2017. MI 2008. Frekvensfordeling for bølgehøyder fra Metrologisk Institutt v./ Magnar Reistad. 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. NOFO, 2017. Planforutsetninger barriere 1, Edocs #10924 v6. NOROG, 2013. Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, datert 16.08.2013. OED, Olje- og enegidepartementet, 2012. Konsekvensutredning etter petroleumsloven. Åpningsprosess for petroleumsvirksomhet i Barentshavet sørøst. 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. Nasjonale og regionale datasett. SINTEF, 2017. Wisting Central crude oil Properties and behaviour at sea in relation to oil spill response. SINTEF rapport 2017:00119. 26