December 2, 2015 Brad Orr USDA Forest Service Tongass Nat'l Forest Juneau Ranger District 8510 Mendenhall Loop Road Juneau, AK 99801 RE: Kensington Gold Project 2016 Surface Exploration Work Plan Dear Mr. Orr: Coeur Alaska is pleased to submit the attached 2016 proposed surface exploration annual work plan. The work plan describes the proposed surface exploration program planned to be conducted in 2016 on lands administered by the Forest Service. Should you have any questions or require clarification regarding the document or on any other issue, please contact me at (907) 523-3328. Best regards,

Kevin Eppers Environmental Manager Cc: Kyle Moselle, ADNR Coeur Alaska, Inc. 3031 Clinton Dr., Suite 202 Juneau, Alaska 99801 Telephone 907.523.3344 Facsimile 907.523.3330 www.KensingtonGold.com

!(

!(

!(

!(!(!(

!(!(

!(!(

!(!(

!(

!(

!(!(

!(!(!(!(!(

!(

!(!(!(!(

!(!(!(

!(!(!(!(

!(!(!(!(!(

!(!(!(!(!(!(!(

!(!(!(

!(!(!(!(

!(

!(!(

!(!(!(!(!(

!(

±

2016 Kensington Drill Pads USFS Application

Juneau Quadrangles D-3 and D-4NAD 1927

1 inch equals 0.5 miles

2016 Drill Pad Locations!( Ophir

!( Jualin

!( Comet

!( Fremming

0 0.5 10.25 Miles

COEUR ALASKA – KENSINGTON GOLD MINE 

2016 SURFACE EXPLORATION ANNUAL WORK PLAN 

Coeur Alaska plans to conduct a surface exploration program  in 2016.    These activities will occur  on  patented  lode  mining  claims  and  adjacent  federal  and  state  lode  mining  claims.   Exploration activities include detailed geologic mapping, ground surveying, geochemical sampling (rocks, soils, and stream silts), and ground‐based geophysics.     

 Diamond drill core drilling totaling roughly 30,000 feet  is planned for several prospects.    A 

maximum of sixty‐one (61) sites will be utilized in 2016.    Of the sixty‐one sites, thirty‐eight (38) of  the proposed sites would be  located on patented  lode mining claims and  twenty‐three  (23) would be  located on Forest Service  lands.    Small areas  for  the sites will need clearing  for drill platforms and safe helicopter landing sites.     

 Support personnel, field geologists and drill crews will operate from the Kensington Camp and 

port facility at Slate Cove. Helicopter support will be based in Juneau, Alaska and will be utilized for  field  geologist  and  drill  crew  transportation  and  drill  moves.    Surface  activities  could commence as early as April and continue through the end of December.  Reconnaissance:    

Helicopter‐supported reconnaissance‐style (1"=200' to 1"=1000' scale) geologic mapping may be conducted throughout the Kensington Mine area and the Tongass National Forest adjacent to the Kensington Mine area. These activities include geologists traversing the ground to and from existing roads and helicopter landing sites, which are often located on open ridges, creek bottoms, and meadows or muskegs. No new landing sites will be cleared, except near drill sites (as described below). Small rock, soil, and stream sediment samples are periodically collected for geochemical (assay) analysis and  the  sample  sites are  recorded with a handheld GPS unit and marked with biodegradable flagging.    Prospect Work:    

Geological and geochemical work is planned for the Kensington Mine area within patented and unpatented claims in the Tongass National Forest. Activities consist of line surveying with compass and tape, detailed geologic mapping, and geochemical sampling (rock, soil, and silt), and a possible ground‐based geophysical survey.    Minimal disturbance of vegetation and/or topsoil layers may be necessary in areas where outcrop exposure is limited.    Grid work will entail a minimal amount of brush and deadfall clearing to allow the safe  ingress and egress of  field personnel and hand carried equipment.    There will be no cutting or  falling of  live  trees and no disturbance of  the topsoil  during  the  line  clearing  work.    The  brushed  cleared  lines  will  be  marked  with biodegradable pink or orange flagging at 20 to 50 foot intervals.    The soil geochemical sampling survey  will  require minimal  top  soil  disturbance  consisting  of  shallow  holes  excavated  to  a 

maximum depth of 16  inches with 1 square foot of surface area.    Once a sample  is taken, the vegetative cover will be replaced.    Other soil samples will be taken with a manual or power soil auger with a 2‐inch diameter and to a maximum depth of 6 feet.    All field equipment will be hand portable.    All personnel and equipment will be transported to and from work areas by helicopter or by  trucks via existing  roads.    There will be no use of motorized vehicles off existing  roads.   This non‐invasive work is the same type of work carried out last year under the 2015 Annual Work Plan.    All field equipment and trash will be removed daily from work areas.  Drilling:    

Sixty‐one (61) sites are located on the attached map and listed with legal locations in Table 1 and UTM NAD1983 GPS coordinates in Table 2.    A maximum of sixty‐one sites will be utilized in 2016.    Some of the sites are the same as already permitted for 2015.    One to 10 holes will be drilled  from each  site.    Fieldwork and early  season drill  results will dictate which  sites will be cleared and used for drilling.    Kensington Mine can provide an ArcGIS shapefile of the proposed sites if requested.   

Varying amounts of detailed  field work,  similar  to  the prospect work described above, will precede drilling at each site.    Drill sites will not be cleared or otherwise disturbed until Kensington Mine  is committed to drill from that site.    The surface drill rig will be helicopter supported by either an A‐Star 350 BA or A‐Star B2, which will travel from Juneau twice daily.    An A‐Star BA or B2 will be used for drill moves and will travel from Juneau one to six times a month.    One drill rig, with  two  crews  of  two  people  plus  one  supervisor  (5  people  total) will  be mobilized  for  this program. There  is a possibility  that a second drill  rig will be employed  for surface work, which depends on results of early season drilling. An additional 2 crews (4 people) would be required to man the second drill if needed. The drill crews will be housed at the Kensington Mine camp facility.   The drill rig will be occupied on a 24‐hour basis, weather permitting.   

The drill sites will consist of a cleared area of such a size to accommodate a 30’ by 30’ drill platform, storage area for all supplies associated with drilling, and allow for the safe helicopter long‐line slinging of equipment and supplies.    Typical dimensions of a cleared drill site are 60 feet by 80 feet, but vary greatly with terrain and prevailing wind conditions.    The drill platform will typically be constructed using stumps of cleared trees as uprights where possible and some of the main supports constructed using trees cleared for the drill site.    Rough‐cut, non‐treated 8” by 8” to 12” by 12” dimensioned lumber will be used for some of the main supports and upper tiers of the  platform.    Each  drill  platform  will  be  decked  with  3”  by  12”  rough‐cut  boards.    All dimensioned  lumber will be  removed upon  completion of drilling.    Only hand portable  tools, including gas‐powered chainsaws, will be used  in drill site clearing and construction.    Separate helicopter  landing pads will only be  constructed  in areas where no  suitable  landing  zones are located within 400 feet of the drill pad.   

Materials will be transported via helicopter daily to and from the drill site.    All diesel fuel will be  stored  in  55‐gallon  drums  placed  within  a  secondary  containment  or  within  specially 

constructed double walled aluminum tanks.    Both are capable of holding 110% of the primary volume.    All  drilling materials  that may  attract  bears  (drilling  fluids,  etc.) will  be  kept  to  a minimum at the drill site and also will be stored in secondary containment and/or over the primary sump. Domestic waste will be removed twice daily, at the end of each shift.     

The drill contractor will be required to complete an environmental pre‐shift checklist on the drill  and water  supply  pump  sites  prior  to  each  shift.    The  environmental  pre‐shift  checklist, shown in Appendix 1, provides a system for the drillers to catch leaks and prevent the accidental spill  of  hydrocarbons  and/or  drill  fluids,  and  holds  them  accountable  for  environmental compliance.    Kensington Mine personnel will visit the drill rigs at a minimum four times a week, but most likely daily, to insure and document environmental compliance.   

Water for the drilling operations will be sourced from nearby streams under existing permits from the Alaska Department of Natural Resources. Coeur Alaska currently holds Temporary Water Use Authorization TWUP # J2013‐06 and TWUP # J2012‐01 for the proposed drill sites.    The water will be gravity fed to the drill sites wherever feasible using a 2‐inch supply hose.    A diesel powered supply pump will be used where gravity feed is not possible.    The supply pump and its fuel tank will be permanently mounted within a covered secondary containment system, preventing escape of any hydrocarbons.    The pump system will be  inspected each shift during the environmental pre‐shift and will be checked periodically during shift by either the driller or helper.    Attached as Appendix  2  is  Kensington Mine’s Water Management  Practices  for  Surface  Core Drilling  and Appendix 3 is Kensington Mine’s Surface Exploration Guidelines.   

The drilling  fluids  to be used  include a partially hydrolyzed polyacrylamide, a copolymer of acrylamide and sodium acrylate, and bentonite. These are the same or similar to fluids used during 2015.    Drill cuttings will be contained within the cleared drill site using settling tanks and sumps. The sumps will either be dug into the ground, or where that is too difficult, they will be constructed using the cut timber and lined with geo‐fabric.    Drill water with cuttings and drill fluids will not be allowed to enter any active streams.   

Upon  termination  of  drilling  at  a  drill  site,  all  contaminated  and  non‐native materials  and equipment will be removed.    Drill cuttings will remain within the constructed sumps if they are dug into the ground.    When above‐ground sumps are utilized, the drill cuttings will be disposed of  in the drill hole. Geo‐fabric and any settling tanks will be removed from the site.    Wherever possible, vegetation removed during construction of the drill pad or sumps will be saved and used to reclaim those areas cleared to the mineral soil, otherwise natural re‐vegetation will be allowed to occur.    Camera‐dated digital photographs of each site will be taken to document cleaned drill sites and provided to the Forest Service in compliance with requirements.         

Table 1.    Drill site legal locations 

Number  Area  Approval Status  Pad Status  Location (Legal Description) Patented Ground 

JU14‐001  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐002  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐003  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐004  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐005  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐006  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐007  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐008  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐009  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐010  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐011  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐012  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐013  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐014  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐015  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐016  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐017  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐018  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐019  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐020  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐021  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐022  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐023  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐024  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐025  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐026  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐027  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐028  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐029  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐030  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐031  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐032  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐033  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐034  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐035  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐036  Jualin  Existing Pad (2015)  Along existing road  w.i. SE 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

JU14‐037  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

JU14‐038  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

Number  Area  Approval Status  Pad Status  Location (Legal Description) Patented Ground 

JU14‐039  Jualin  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

                 

OP16‐01  Ophir  New pad (2016)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 05, T. 35 S., R. 62 E.  No 

OP16‐02  Ophir  New pad (2016)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 05, T. 35 S., R. 62 E.  No 

OP16‐03  Ophir  New pad (2016)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 05, T. 35 S., R. 62 E.  No 

OP16‐04  Ophir  New pad (2016)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 05, T. 35 S., R. 62 E.  No 

OP16‐05  Ophir  New pad (2016)  Needs Clearing  w.i. NW 1/4 SEC 04, T. 35 S., R. 62 E.  No 

OP16‐06  Ophir  New pad (2016)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 15, T. 35 S., R. 62 E.  No 

                 

CM15‐001  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NW 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  No 

CM15‐002  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NW 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐003  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NW 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐004  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NW 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐005  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 09, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐006  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 09, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐007  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 09, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐008  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 09, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐009  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 09, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐010  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NE 1/4 SEC 09, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐011  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NW 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐012  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NW 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐013  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. NW 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

CM15‐014  Comet  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. SW 1/4 SEC 10, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

                 

FR15‐001  Fremming  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. SW 1/4 SEC 14, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

FR15‐002  Fremming  Existing Pad (2015)  Needs Clearing  w.i. SW 1/4 SEC 14, T. 35 S., R. 62 E.  Yes 

     

Table 2.    UTM Zone 08N NAD 1983 Drill Pad Locations. 

Number  Area UTM Z08N 1983  Longitude 

(DD) Latitude (DD) 

Easting  Northing 

JU16‐001  Jualin  497071.62  6522850.38  ‐135.051  58.846 

JU16‐002  Jualin  497049.25  6522878.37  ‐135.051  58.846 

JU16‐003  Jualin  497035.53  6522903.24  ‐135.051  58.846 

JU16‐004  Jualin  497026.95  6522936.13  ‐135.052  58.846 

JU16‐005  Jualin  497017.15  6522963.72  ‐135.052  58.847 

JU16‐006  Jualin  497120.09  6522773.29  ‐135.050  58.845 

JU16‐007  Jualin  497097.92  6522469.96  ‐135.050  58.842 

JU16‐008  Jualin  497101.71  6522377.45  ‐135.050  58.841 

JU16‐009  Jualin  497082.39  6522305.74  ‐135.051  58.841 

JU16‐010  Jualin  497064.61  6522233.70  ‐135.051  58.840 

JU16‐011  Jualin  497118.50  6522827.93  ‐135.050  58.845 

JU16‐012  Jualin  497112.04  6522721.35  ‐135.050  58.844 

JU16‐013  Jualin  497110.03  6522665.31  ‐135.050  58.844 

JU16‐014  Jualin  496907.41  6522964.54  ‐135.054  58.847 

JU16‐015  Jualin  496911.46  6522909.49  ‐135.054  58.846 

JU16‐016  Jualin  496940.57  6522799.54  ‐135.053  58.845 

JU16‐017  Jualin  496964.11  6522684.83  ‐135.053  58.844 

JU16‐018  Jualin  497157.87  6522507.62  ‐135.049  58.842 

JU16‐019  Jualin  497171.95  6522488.70  ‐135.049  58.842 

JU16‐020  Jualin  496991.01  6522570.66  ‐135.052  58.843 

JU16‐021  Jualin  497025.37  6522492.38  ‐135.052  58.842 

JU16‐022  Jualin  497097.83  6522413.80  ‐135.050  58.842 

JU16‐023  Jualin  497182.80  6522782.60  ‐135.049  58.845 

JU16‐024  Jualin  497203.25  6522724.50  ‐135.048  58.844 

JU16‐025  Jualin  497217.26  6522681.19  ‐135.048  58.844 

JU16‐026  Jualin  497237.34  6522624.39  ‐135.048  58.843 

JU16‐027  Jualin  497256.45  6522577.06  ‐135.048  58.843 

JU16‐028  Jualin  497274.76  6522494.84  ‐135.047  58.842 

JU16‐029  Jualin  497270.23  6522446.36  ‐135.047  58.842 

JU16‐030  Jualin  497285.48  6522297.10  ‐135.047  58.841 

JU16‐031  Jualin  497283.23  6522251.24  ‐135.047  58.840 

JU16‐032  Jualin  497274.34  6522207.47  ‐135.047  58.840 

JU16‐033  Jualin  497178.56  6522935.86  ‐135.049  58.846 

JU16‐034  Jualin  497201.20  6522858.69  ‐135.048  58.846 

JU16‐035  Jualin  497228.83  6522805.54  ‐135.048  58.845 

JU16‐036  Jualin  497224.29  6522767.22  ‐135.048  58.845 

JU16‐037  Jualin  497281.26  6522136.02  ‐135.047  58.839 

JU16‐038  Jualin  497365.56  6521992.89  ‐135.046  58.838 

Number  Area UTM Z08N 1983  Longitude 

(DD) Latitude (DD) 

Easting  Northing 

JU16‐039  Jualin  497445.40  6521872.82  ‐135.044  58.837 

                 

OP16‐01  Ophir  494234.86  6525626.78  ‐135.100  58.870 

OP16‐02  Ophir  494258.98  6525586.41  ‐135.100  58.870 

OP16‐03  Ophir  494281.02  6525542.47  ‐135.099  58.870 

OP16‐04  Ophir  494295.08  6525497.19  ‐135.099  58.869 

OP16‐05  Ophir  494379.90  6525386.85  ‐135.097  58.868 

OP16‐06  Ophir  494323.63  6525555.60  ‐135.098  58.870 

                 

CM16‐001  Comet  496265.30  6523429.94  ‐135.065  58.851 

CM16‐002  Comet  495986.64  6523609.65  ‐135.070  58.852 

CM16‐003  Comet  496075.99  6523775.41  ‐135.068  58.854 

CM16‐004  Comet  496020.95  6523992.31  ‐135.069  58.856 

CM16‐005  Comet  495732.75  6523902.00  ‐135.074  58.855 

CM16‐006  Comet  495789.85  6523906.47  ‐135.073  58.855 

CM16‐007  Comet  495943.20  6523803.76  ‐135.070  58.854 

CM16‐008  Comet  495917.15  6523935.95  ‐135.071  58.855 

CM16‐009  Comet  495814.45  6523838.01  ‐135.073  58.854 

CM16‐010  Comet  495918.36  6523882.11  ‐135.071  58.855 

CM16‐011  Comet  496148.83  6523672.83  ‐135.067  58.853 

CM16‐012  Comet  496216.98  6523591.65  ‐135.066  58.852 

CM16‐013  Comet  496036.93  6523704.13  ‐135.069  58.853 

CM16‐014  Comet  496101.35  6523222.84  ‐135.068  58.849 

                 

FR16‐001  Fremming  497865.70  6521379.23  ‐135.037  58.832 

FR16‐002  Fremming  497810.32  6521339.67  ‐135.038  58.832 

       

Appendix 1   Environmental Pre‐shift Checklist   

Surface Drilling Pre‐Shift Environmental Checklist 

     

Driller___________________ Rig ______ Date __________ Shift Day/Night        

Water Pump  YES / NO  Initial 

Pump set‐up is level, not filled with water, and free of fuel and oil.         

Fuel Tank is not leaking.         

Transfer fuel barrel (if present) is within over‐pac.         

Boom and absorbent mats are present and dry.         

No hydrocarbon sheen is present in water.         

All equipment and supplies are located well above water level.         

Drill Site    YES / NO  Initial 

Full fuel barrels are stored within containment tubs.         

Tubs are level, filled with less than 2 inches of water, and covered.         

Empty fuel barrels are stored upright with bungs plugged         

All other oils, hydraulic fluids, etc. are properly stored.         

No spills are present at or near drill site.         

Boom and absorbent‐mats are present and dry.         

Empty barrels are present to hold contaminated material.         

Drill Discharge Water    YES / NO  Initial 

Drill cuttings and water are following planned course.         

Straw bales/Silt fences are properly located.         

Drill water is NOT within 100feet of running water.         

Drill water does not have a hydrocarbon sheen or smell to it.         

   

 ANYTHING MARKED ‘NO’ MUST BE IMMEDIATEY FIXED BEFORE       

DRILLING RESUMES. TIMBERLINE FOREMAN, MICHAEL NERUP, AND     

ENVIRONMENTAL MUST BE IMMEDIATELY NOTIFIED IN THE EVENT       

OF A SPILL. (Attach Spill Report)       

Notes or Corrections Made:             

Spill or Non‐Complaint Situation reported to ______________ Time _____   

     

Appendix 2   Water Management Practices for Surface Core Drilling   

The Kensington mine is seeking to employ one to two surface drill rig(s) during the field season for 2016.    This is the fifth year that the Kensington Mine has submitted an Exploration Plan to the United States Forest Service and it includes locations of drill sites and a description of the drilling methods  to  be  employed.    The District  Ranger  issues  a Decision Memo  approving  the  plan, sometimes with certain stipulations.    The standards and practices that Kensington Mine and the drilling contractor are held to are documented  in the Surface Exploration Guidelines (attached).   Described below are the methods and controls for managing the water used in drilling operations and is also shown in the attached Figure 1.    

Water is necessary during drilling operations for cooling and lubricating the drill bit, lifting the cuttings from the hole, and cooling the drill itself.    The water is sourced from nearby creeks.    The creeks utilized are typically small to medium.    Johnson Creek and Sherman Creek, along with their tributaries, will be the primary sources of water for the 2016 surface drilling program.    Water is supplied to the core drill either by a diesel pump or gravity fed through a series of hoses.    A gravity system is always used where possible to avoid placing a fuel driven pump near a creek.    This is not always possible if a source large enough does not occur above the drill site.    In either case an intake hose is placed within a natural pool.    The intake has a screen with 1/8 inch openings when water is gravity fed.    The intake hose is placed in a 5‐gallon bucket with holes drilled/cut in the bottom and sides when a pump  is utilized.    The pump and 20+ gallon  fuel tank are contained within  secondary  containment  and  covered with  a  tarp.    The  pump  is  set  near  a  stream  by helicopter long‐line to be within easy reach of the intake hose (<20 feet).    Often a small pad will be constructed for the tub to set‐on to insure stability (see photo 1).    Twenty gallons per minute (20‐GPM) is the maximum withdrawal rate for the pump.    If a diesel pump is utilized, the site is inspected every shift (twice a day) by the drillers as part of their environmental pre‐shift inspection (see attached card).    These sites will also be inspected at a minimum of four (4) times per week by Kensington personnel.    

The drill sites that the water is transported to consist of a 30’ by 30’ platform constructed at least 100 feet down‐gradient from a flowing stream.    Environmental and safety factors are very strongly considered when locating a drill site.    Water is supplied through a series of 1‐inch and 2‐inch hoses to the mud tank located at the drill site.    Typically the water pump site is inspected at the start of each shift and then the pump operates continuously at a constant withdrawal rate for 8‐10 hours/shift (2 shifts/day).    The driller controls the amount of water utilized during drilling by means of a  ‘T’ valve at  the mud  tank.    When no additional  fresh water  is required  for drilling operations,  the excess clean water can be directed well away  from  the drill  so  that  it will not potentially mix with  any drill water.    The  clean water  is discharged onto  the  forest duff  and ultimately flows back into the drainage by subsurface flow.    The mud tank is a 200+ gallon metal and/or plastic tank placed on the drill platform where water is mixed with various drill fluids and pumped down the hole.    Generally no water is returned to the surface (‘no circulation’) when the hole  is collared due  to  the porous nature of  the overburden.    Under  these circumstances  the drillers are required to inspect down‐slope numerous times during their shift to insure that drill 

water and cuttings are not surfacing below the drill.    The USFS requires that no drill water enters a flowing creek.    Kensington Mine standards stipulate that no drill water leaves the immediate cleared area of the drill site (generally 50 feet from the drill).     

 Photo 1. Supply pump located above a creek on a constructed platform.    

The primary sump is located under the drill pad and surrounds the drill casing to capture all the drill water coming out of the casing and anything that spills onto the drill deck. The sump liner is made of a thick, durable plastic (generally a piece of 30 mil PVC). The mud tank and PolyDrill system (or other settling system) are positioned such that if they overflow, all the water will be collected by  this upper  sump.    The  lower  sumps,  if needed,  are usually  constructed  above  the  ground surface using fallen timber and lined with the 30 mil liner to stop/trap cuttings and decant excess water.    One or more 120V sump pumps are usually placed  in the  lowest sump to return water back to the drill after the cuttings have settled within sumps above.    The re‐circulated water first reports to the PolyDrill system where much of the remaining cuttings are settled through a series of  baffles  (see  photo  3).    The  cleaner water  is  then  fed  back  to  the mud  tank  and  reused.   Cuttings collected within the PolyDrill system are discharged through the bottom valve into a filter fabric bag usually  contained within one of  the  sumps.    Depending on  the amount of  cuttings collected  and  number  of  holes  drilled  for  a  drill  site,  several  filter  bags may  be  used.    Re‐circulating the drill water greatly reduces the volume of fresh water needed for drilling and also reduces the amount of drill water contained at the drill site.     

 Photo 2. Shows the PolyDrill system in the fore ground and two filter‐lined sumps    

Clear water runoff during a rain event is diverted around the sumps to prevent any unnecessary additional water  volume  to manage  in  the  re‐circulating  system.    If  cuttings  leave  the  sumps (containment), drilling  is  stopped and mitigation  is undertaken, which may  include building an additional  sump or  reinforcing  the one  leaking.    If no  solution  can be  found,  the drill hole  is abandoned, the drill is moved to another site, and the pad is cleaned up.     

 Photo 3. PolyDrill System and mud tank     

The sumps and all other aspects of drilling are inspected before drilling commences as per the environmental checklist described above. The driller and helper are also required to make frequent site inspections throughout their shifts.    Additional inspections are made by geologists and other Kensington Mine personnel on a near daily basis (at least 4 times per week).    

 

Figure 1. Schematic diagram of water management at a remote drill site.     

100+ 

Appendix 3   

Kensington Surface Exploration Guidelines  Applicability 

These guidelines apply to surface exploration associated with facilities, equipment and personnel 

owned/employed by Coeur Alaska.    The guidelines cover all activities in surface diamond drilling 

which interact with the environment including building drill platforms and drill water sumps, the 

drilling process, as well as restoration of drill sites once drilling has ceased. These guidelines also 

include instruction for storage of materials used for drilling as well as spill reporting instructions 

for Coeur Alaska and contractors involved with surface exploration at Kensington Gold Mine. The 

surface  exploration  supervisors  and  contract  drill  foreman  are  chiefly  responsible  for  insuring 

compliance of these guidelines. All Coeur Alaska employees and contractors are responsible for 

compliance with these guidelines. The guidelines were instituted to integrate protective measures 

into the planning process to prevent and reduce impacts upon the environment, apply technically 

proven and practical environmental protection measures throughout the drilling process and to 

hold  all  employees,  contractors  and  supervisors  accountable  for  the  implementation  of  the 

guideline. 

 

Definitions 

The  term “exploration” used  in  this guideline  is defined as activities  including surface diamond 

drilling, reconnaissance and detailed geological mapping, ground surveying, geochemical sampling 

(rocks,  soils,  and  stream  silts),  and  ground  geophysical  surveying.  These  road  and  helicopter‐

supported activities entail no significant surface degradation. 

 

Standard Operating Procedures 

 

A.  Construction of Drill Platforms 

• Geologists should carefully consider the environment when selecting drill sites. 

• Temporary diversion structures may be used if required. •    The area disturbed by drilling (the footprint) must be minimized. •    In compliance with the USFS requirements, trees will not be felled into or over 

stream channels.    

 B.   Pre‐Drilling Contractor Requirements 

•  All Coeur Alaska environmental requirements should be included in the drilling contract and communicated to the drill operators. 

•    Drilling equipment must be inspected before work commences to ensure it is fit for work (e.g. hydraulic lines, fuel/oil leaks). 

•    Drill equipment must be cleaned prior to mobilization onto remote drill site to prevent dispersion of a hazardous substance or oil. 

•  All drilling personnel are to be trained in the containment and clean‐up of a spilled hazardous substance or oil. 

 

C.  Building of Sumps and Containment for Drill Waters 

•    Every effort will be made to minimize the contact of natural waters with the drilling process. 

•    Water should be conserved by recirculating fluids where practical. •    Sumps will be built down slope of drill sites to trap drill waters and capture any 

runoff from the site. •  Water from the containments will be visually inspected for a sheen prior to 

discharge to the environment.    If no sheen is present the accumulated water may be discharged onto the ground adjacent to the pump site.   

•    The Polydrill system and holding tank are to be used to remove suspended solids (drill cuttings) from the drill water. 

•    30 mil PVC liner should be used for the construction of above‐ground sumps. 

•  Biodegradable materials and products should be used whenever possible especially when intended to be left in the ground. 

•    Water pumps should be placed in sumps to recirculate water. 

•  Continuous engineering and modifications to sumps should be used to control drill water when needed. 

•    Sump design and number of sumps built will be site specific and decided upon by all parties involved. Final approval for all sumps will be given by Coeur Alaska personnel. 

•    If circulation is lost in a drill hole, a down‐slope ground and creek check must be performed regularly to determine if water is surfacing and inadvertently entering creeks. 

•    The area of disturbance will be sufficient to control drill waters but every effort must be made to keep the disturbance to a minimum. 

•    Sumps must allow the escape of people or animals, and must be fenced if depth is greater than 4 feet. 

 

D.    Secondary Containment Water Discharge 

The condition of rain water retained inside the secondary containment berms is to be examined and documented prior to discharge. Discharge activities are to be 

documented on a Petroleum Product Secondary Containment Pumping Log (see below). The procedure for storm water release is as follows: 

 • Inspect accumulated water and document condition in log. If there is no oil 

sheen or floating product containment may be pumped.     • If oil sheen or floating product is present. Select the appropriate oil control 

method and implement: (a) Faint sheen: absorb oil with absorbent pads prior to discharge (b) Heavy sheen or floating product: absorb oil with absorbent pads or have oil skimmed/vacuumed from water surface prior to discharge. 

• Place pump intake on bottom of containment and start pump. Leave 1‐2 inches of water in the containment above the pump intake if there is a visible sheen on top of the water. 

• Shutdowns pumps and properly dispose of any oily absorbent material. • Document volume of discharge in log. 

 

E.    Water Pump 

•  Gravity fed water should be used whenever possible to eliminate the need for a water pump. 

•    The pump will be placed so it is level and stable. 

•    If possible the pump will be set above any obvious flood level of the stream. •    The pump must be within covered containment. 

•    The pump containment can have a maximum of 2 inches of water present. 

•  Water discharge from the containment will be accumulated in a contained 55 gallon drum with fresh absorbents placed in the water. If no sheen is present the accumulated water may be discharged onto the ground adjacent to the pump site.   

•  Transfer fuel barrel and associated supplies must be within containment if being stored at pump. 

•  Absorbent materials and booms must be present and dry. 

•  No hazardous substance or oil sheen can be present in the water of a creek. If sheen is found, the Kensington Surface Exploration representative must be notified immediately (see spill reporting Section G below). 

•    Supplies must be located well above water level. 

•  Large volume fuel tanks should be used on pumps to minimize need for frequent refueling. 

 F.    Drill Site Environmental Checklist Pre‐shift Forms 

•  Mandatory pre‐shift cards are to be filled out by both day and night shift drill crews before drilling activities can take place (Appendix A). 

•    If any boxes are marked —NO on the Environmental Pre‐Shift form, 

corrective measures must be taken immediately and documented. •  Kensington Surface Exploration representative must be notified immediately, 

and a description of the unsatisfactory condition/spill must be documented. 

•    If warranted, Kensington Environmental Department will be notified by the Kensington Surface Exploration representative or drill foreman. 

•    Any Surface Exploration representative that finds an environmental issue at the drill site must first notify the drillers and request immediate action to rectify it, and second, the Kensington Exploration representative to report the situation. 

 G.    Reporting Spills 

The following spills require reporting to the appropriate agencies within the 

specified time frames.    Internal reporting guidelines outlined below will be 

adhered to in the event of a spill in the quantities of materials listed below: 

• Any spill of a hazardous substance or oil that reaches water (water  includes a stream,  river,  lake,  and  ocean.) must  be  reported  as  soon  as  Coeur  Alaska personnel have knowledge of the spill.    Any spill of a hazardous substance to land must be reported as soon as Coeur Alaska personnel have knowledge of the spill. 

• Any spill of oil to land in excess of 55 gallons must be reported as soon as Coeur Alaska personnel have knowledge of the spill. 

• Spills of oil  to  land  greater  than 10  gallons but  less  than 55‐gallons must be reported  to  the Environmental Department before  the end of  the shift.    The Environmental Department must report the spill to the agency within 48 hours of the release. 

• Spills  of  oil  to  land  that  are  less  than  10  gallons must  be  reported  to  the Environmental Department  before  the  end  of  the  shift.    The  Environmental Department will report the spill to the agency in a monthly report. 

• Spills of oil to secondary containment in excess of 55 gallons must be reported to  the  Environmental Department  the  same  day  that  the  spill  occurs.    The Environmental Department will report the spill to the agency within 48 hours of the release. 

• Spills  of  grey water  in  any  amount must  be  reported  to  the  Environmental Department the same day that the spill occurs.    The Environmental Department will report the spill to the agency within 24 hours of the release. 

       

Table 1 provides a summary of the spill reporting and initial notification requirements.  

Table 1: Spill Reporting and Initial Notification Requirements 

Material  Media  Amount  Timeframe Notification 

Oil *  Land  Less than 10 gals. Before end of shift Environmental Manager, or Environmental Personnel 

Oil *  Land  Between 10 and 55 gals. Before end of shift Environmental Manager, or Environmental Personnel 

Oil *  Land  Greater than 55 gals. Immediately Environmental Manager, or Environmental Personnel   

Oil *  Water (other than mine water) 

Any Amount Immediately Environmental Manager, or Environmental Personnel   

Hazardous Substance 

Any  Any Amount Immediately Environmental Manager, or Environmental Personnel   

Grey  Water (Sewage) 

Any  Any Amount Before end of shift Environmental Manager, or Environmental Personnel   

* Oil as defined previously  is any petroleum based product or used material  including but not  limited to hydraulic oil, gear oil, 

motor oil, transmission fluid, diesel fuel, and kerosene 

 

The Environmental Department will be responsible for communicating the spill to the appropriate personnel and agencies.   Spill Response and Internal Communications  In the event of a spill, the individual who discovers the spill will try to stop the release of material if it is safe to do so and notify her/his supervisor.    The supervisor will notify the Environmental Department.    As soon as the supervisor has been notified, the individual discovering the release will  then  proceed  to  control  and  contain  the  spill.    The  supervisor  in  consultation with  the Environmental Department will mobilize the personnel, materials, and equipment required for a proper spill response and clean‐up.  The completed spill report form will be sent to the Environmental Manager.    An assessment on how  to prevent  future  similar  incidents will be completed.    For  immediately  reportable  spills, photos of the spill and clean‐up efforts will be taken and included if possible.      The Environmental Manager or his designee will be responsible for notifying proper agencies and Coeur  personnel  to  ensure  that  internal  and  regulatory  reporting  requirements  are  satisfied.   Placards  indicating oil  spill  reporting guidelines are  conspicuously posted at  storage areas and employee bulletin boards.  If the individual discovering the discharge can safely stop or slow it, time doing so is well spent and can  be  justified  as  a  priority.    Internal  reporting  requirements will  be met  and  appropriate agencies  notified  as  soon  as  practical,  but  always within  the  specified  time  frames.    Sound 

judgment must be used to determine priorities during spill response.    Consideration should be given to safety, assessing the situation, stopping the source of the spill, controlling the spread of the released material, responder notification, and agency spill reporting requirements.      The  supervisor  in  consultation with  the Safety and Environmental Departments will assess  the magnitude of  the  spill, evaluate  the  response  requirement, and determine  if additional help  is needed.    The supervisor will also document the actions taken and be responsible for completing the  necessary  reports  of  the  incident  (Spill  Report  Form,  etc.).    Spill  response  and  reporting responsibilities are summarized below:   

• The person discovering the release will attempt to stop the release if it is safe to do so. • The person who discovers the spill will attempt to stop the spread of the released material. • The person discovering the release will notify their supervisor as soon as the release has 

been stopped or discovered and appropriate control measures implemented. • The supervisor  is responsible for  internal verbal reporting, completing the spill reporting 

form  and  providing  the  form  to  the  Environmental  Department,  clean‐up,  along with commencing repairs to the equipment causing the release. 

• The  supervisor  will  verbally  notify  the  Environmental  Department  according  to  the following directions.     

• If the material released is oil, to land, in a quantity less than 10 gallons the supervisor will leave  a  message  on  the  Environmental  Manager  or  someone  in  the  Environmental Department by the end of the shift in which the spill occurs.     

• If the material released is oil, to land, in a quantity greater than 10 gallons and less than 55 gallons  the  supervisor  will  contact  the  Environmental  Manager  or  someone  in  the Environmental Department  by  the  end  of  the  shift.    Do  not  rely  on  voice mail  –  the supervisor must be certain the spill has been communicated.     

• Immediately Reportable ‐ For spills of oil that reach water (ocean, stream, or river.) or are greater  than 55 gallons and spills of hazardous materials  in any quantity  the supervisor must contact the    Environmental Manager, or someone in the Environmental Department (at home if needed) as soon as possible but no later than one hour following the spill.    Do not rely on voice mail – the supervisor must be certain the spill has been communicated.   For spills in the mine that reach mine water the spill must be reported immediately so that the water  treatment  plant  can  be  notified  and measures  implemented  to  prevent  an unacceptable impact to plant operation.     

• The supervisor will forward the spill reporting form to the Environmental Department as soon as possible but no later than the end of the shift following the release. 

• The Environmental Manager or his designee will notify the appropriate Coeur personnel and  following  completion  of  the  internal  notifications,  report  spills  to  the  appropriate agencies. 

  

 

Completing the Spill Report Form 

The supervisor completing  the spill  reporting  form must assure  the  information on  the  form  is accurate  to  the  best  of  her/his  knowledge.    The  form  should  be  completed  with  the understanding that the spill report form is a public document that may be reviewed by auditors, agencies and the public.    Care should be taken to avoid the use of offensive language, slang, and confusing verbiage.    State the facts and do not make assumptions or predictions.  

Line 1: Note the date and time the spill occurred along with the name of the person completing the spill report form. 

 Line 2: Note the name of the employee causing the spill or operating the 

equipment when the spill occurred.    If the individual is the employee of a contractor, include the contractor’s name. 

 Line 3: Note the equipment number or tank number involved in the spill.   

If more than one piece of equipment, i.e. a lube truck and a mucker, are involved in a spill, include both pieces of equipment. 

 Line 4: Note the location of the spill.    Be as accurate as possible including 

the bearing and distance from a building or intersection.   Example: 150‐feet north of the mill. 

 Line 5: Briefly describe the incident causing the spill.    Care should be 

taken to include any and all conditions that contributed to the spill.   Condition of hoses, lines, pipes or other equipment/parts involved in the spill should be noted.    Be brief and thorough in the description. 

 Line 6: Include the quantity and material spilled.    Be accurate in your 

assessment of the volume.    Methods such as noting the amount of oil required to fill the tank following repair of the equipment or a volume based on area and depth are examples of acceptable methods of estimating the volume. 

 Line 7: An estimate of the volume contained and any material recovered 

should be noted.    Material should only be considered to be contained if it is captured in another container such as a pail, drum, loader bucket, etc.    If material lands on the ground, even if it is contained by a berm or absorbent material, it should be included in the quantity spilled and should not be considered contained for this purpose.    Material recovered from the ground or another container should be included in the quantity recovered.    Pictures along with notes, drawings and calculations used to determine the 

volumes should be included as attachments to the Spill Report Form. 

 Line 8: An estimate of the area impacted by the spill and the quantity of 

soil removed during cleanup should be included.    Measurements should be taken of the area impacted.    The volume of material should be estimated based on load counts or measurements of the area excavated.    Notes, drawings and calculations used to determine the area and volume should be included as attachments to the Spill Report Form. 

 Line 9: Spill reporting requirements and cleanup efforts vary depending 

upon the media impacted by the spill.    For spills on land please note the surface type, i.e. compacted road surface, drift rib, compacted development rock, ice, etc.    If a spill is released to water (mine water is not considered water for spill reporting purposes), please note the ocean, stream, pond, or lake that the material spilled impacts. 

 Line 10: The source of spilled material is typically a hydraulic hose, fuel 

line, pipeline, tank, pump etc.    Please be as specific as possible when describing the source. 

 Line 11: A brief description of the method used to clean‐up the spill should 

be included in this section.    Please include materials used (absorbent materials, material used to construct berms, etc.) or equipment used to excavate the contaminated soil/rock.    Be brief but thorough in your description. 

 Line 12: Materials used or excavated during the clean‐up will require 

proper disposal.    Please consult the Environmental Department before disposing of materials used/generated during spill cleanup.   The description of the disposal method must include the date and location the materials used/generated during spill cleanup is ultimately disposed of. 

 Line 13: Personnel, including the Department Manager, should discuss the 

spill and determine the most effective means of preventing another occurrence of the spill.    The measures implemented to prevent another spill from occurring should be documented in this section. 

 Line 14: If the spill occurs on the surface, the weather conditions at the 

time of the spill should be noted.    Temperature, an estimate of 

wind speed and direction, along with precipitation/snow conditions should be noted. 

 Line 15: If the spill enters the ocean or the shore the status of the tide 

should be noted. Line 16: The person contacted, date and time that the Environmental 

Department is verbally notified of the spill should be noted.  Line 17: The person completing the spill report should sign and date the 

form.  Lines 18 & 19 will be completed by the Environmental Department at the time the spill is reported to the agencies.  The completed spill report from must be provided to the Environmental Department by the end of the shift when the spill occurs.    Please provide a copy to the Environmental Manager.  

 

H.    Interaction with Wildlife 

•  All trash must be removed from drill site at the end of each day. 

•    Drilling products and materials that may attract bears will be kept to a minimum at the drill site, and always on the drill pad in secondary containment. 

 

I.    Clean‐Up and Restoration of Drill Sites 

•    Drill sites must be kept clean and orderly throughout the drilling process. •  No open ground fires are permitted on the drill site. 

•    Toilet holes must be located away from water bodies and buried with at least 6 inches of soil. 

•    Upon finishing at a drill site all foreign materials must be removed, including non‐native wood products. 

•    An effort must be made to recover all casing. 

•  Restoration of sumps must include removal of the sump liner. 

•  All sites will be photographed and date‐stamped to document that clean ‐up and restoration are complete.