StatoilHydro - gransking etter hendelse på Statfjord A

Mangelfull risikovurdering (storulykkespotensial) (SH)

Description

Risiko for en storulykke som følge av en omfattende HC lekkasje i skaftet er ikke identifisert eller vurdert under initiering eller planlegging av arbeidet. Tiltak for å begrense eller stoppe en slik lekkasje er heller ikke vurdert i forkant.

Grounds

1. Da oppdraget ble initiert (ref SAP notifikasjon 27.4.2006) ble det gjort en vurdering av risiko som begrunnelse for behovet for fjerning av sludgemanifold. Her påpekes det at en lekkasje i skaftet (som følge av korrosjon) innebærer en økonomisk risiko fordi man vil måtte stenge produksjonen for å håndtere lekkasjen. Det er ikke identifisert og synliggjort at dette vil medføre en storulykkesrisiko. Det er vår vurdering at dette kan ha lagt føringer for hva de involverte har rettet oppmerksomheten mot i det videre arbeidet med prosjektet.
2. Oppdragsbeskrivelsen som ble etablert nov 06 ga videre en føring om at aktiviteten skulle gjennomføres under produksjon (utenom revisjonsstans) – uten at risiko knyttet til dette har vært diskutert innad i SH. Ved gjennomføring under en planlagt nedstenging ville man kunnet redusere risikoen gjennom lavere trykk i cellene, eventuelt også vannfylling av de aktuelle rørene.
3. SH prosjektrutiner som setter krav til styring av prosjekter - eksempelvis til involvering av fagledere i SH for kvalitetssikring - er ikke etterlevd (ref pkt 9.1.1).
4. Kunnskap om svekkelser i relevante tekniske barrierer på SFA ble ikke brukt systematisk under planlegging og risikovurdering av prosjektet. Det er ikke etablert rutiner for å sikre at dette normalt ivaretas.
   1. Isoleringsventiler som er installert mellom samlerør og celler og mellom avtak til ”sludgemanifold” og samlerør er de eneste isoleringsmulighetene mot rørene der arbeidet skulle utføres. Ventilene har stor grad av intern lekkasje og er ikke underlagt program for systematisk oppfølging eller vedlikehold. Dette var kjent og ble synliggjort i prosjektet – men potensielle konsekvenser av det (manglende mulighet til å isolere en eventuell større HC-lekkasje) ble ikke drøftet.
   2. Det er gitt som en forutsetning i TRA at dekket er tett, slik at gass ved en lekkasje ikke skal kunne spres til andre deler av innretningen. Dette ble også opplyst under skaftekurset. Det er videre et krav at det skal fungere som et H-60 brannskille (dette er også synliggjort i ORK for skaftet). Dekket er i praksis ikke tett (eksempelvis gjennom manglende pakninger rundt lasteluke) og det er ikke etablert noen oppfølging gjennom vedlikehold/inspeksjon for å sikre ivaretakelse av kravet. Lekkasje gjennom lasteluken var kjent blant operativt personell, men er ikke drøftet som del av risikovurderinger ifm planlegging av prosjektet.
   3. TTS gjennomgang av SFA gjennomført 2001 identifiserte at EX-e motorer brukt på sjøvannsløftepumpene (55,5 m dekk) og på Ballastvannspumpene (49,5 m dekk) ikke vil stenge ned på gass deteksjon i områdene (sone 2), i strid med SH beste praksis. Dette er vurdert av teknisk systemansvarlig som akseptabelt og lagt inn i porteføljen for 2009, basert på ulykkesfrekvenser fra TRA i 2005 som generelt konkluderer med lav risiko i skaftet under normal drift. Problemstillingen var ikke kjent hos oppdragseiere og ble ikke drøftet ila prosjektet for å vurdere hvorvidt forutsetningene ble påvirket av det planlagte arbeidet slik at det var behov for å kompensere. Den var heller ikke kjent for intervjuet driftspersonell ombord på SFA, og var derfor ikke del av vurderingene som ble gjort under hendelsen, der ballastvannspumpene ble brukt for å redusere trykket i cellene, mens man hadde høye gasskonsentrasjoner i skaftet.
   4. TTS gjennomgang av SFA identifiserte i 2007 problemer med HVAC anlegget i skaftet gjennom at inntak- og avkast vifter ikke er interlocked (samkjørt). Ved ESD-E går tilluftsviften ned og undertrykket blir så stort at det kan være problematisk å få opp dørene for dem som er i skaftet. Dette har vært vurdert som akseptabelt fordi personellet som er i skaftet vil ha skaftkurs, og ha med seg radio og gassmåler, og at de vil kunne få hjelp til å komme ut av personell på utsiden. Dette ble ikke drøftet med tanke på eventuell konsekvens eller behov for kompenserende tiltak i forbindelse med planlegging av disse aktivitetene og var ikke kjent av de utførende.
5. TTS- gjennomgangene som ble gjennomført i 2001 og 2007 avdekket ikke svakheter som eksempelvis mangelfull oppfølging av 80 m dekket som barriere og manglende planer for kompenserende tiltak dersom det skulle oppstå en større HC lekkasje i skaftet.
6. Deltakere fra operatørens side under Safeop og SJA dekket ikke alle relevante fag/ansvarsområder - Safeop gjennomført 14.2.2008 og SJA gjennomført 8.5.2008 og har kun SH deltakelse fra drift – ingen fagansvarlige eller prosjektledelse (AI eller MPPS). Oppdragsleder er oppført som deltaker – men denne var etter eget utsagn ikke tilstede. SH personellet var innkalt til disse gjennomgangene av AS.
7. Sannsynlighet for, konsekvenser av eller tiltak for å håndtere en stor lekkasje av HC olje/gass i skaftet ikke vurdert som del av prosjektutviklingen – eksempelvis under Safeop, Byggevennlighetsanalyse eller SJA. Dette indikerer en manglende risikoforståelse / systemkjennskap hos involvert fagpersonell.
   1. I Safeop fra 2006 har man som (feilaktig) utgangspunkt at siden mediet er stabilisert olje vil man ikke ha mulighet for avdamping av gass ved en lekkasje. Dette kan ha påvirket videre risikobetraktninger rundt lekkasjefare. (ref pkt d under)
   2. Vanskelighet med isolering på grunn av lekkasje gjennom isoleringsventiler mot celle og manifold ble ikke vurdert videre mtp konsekvenser (ref forutsetning i oppdragsbeskrivelse nov 06 fra AI til V&M og i AS studierapport ”må ta hensyn til tilstand på eksisterende stengeventiler”)
   3. Tiltak for å håndtere en eventuell oljelekkasje er ikke drøftet i forkant. Den metoden som innebar å senke trykket gjennom nivåsenking og å fylle røret med vann ble utarbeidet etter at lekkasjen oppstod.
   4. Under en hendelse i utstyrsskaftet på SFA den 6.93 hadde man et betydelig oljeutslipp på 68 m dekket. Dette forårsaket omfattende gasspredning i hele skaftet - også til 80 m dekket. Hendelsen er ikke diskutert under planleggingen. Erfaringer herfra gir relevant informasjon - både om at 80 m dekk ikke er tett og om at man ved en oljelekkasje i skaftet vil kunne få betydelig avdamping av HC gass.

Legal authority

Mangelfull planlegging og gjennomføring av kritiske aktiviteter (SH)

Description

SH har under detaljplanlegging og gjennomføring av arbeidet ikke sikret at viktige bidragsytere til risiko er identifisert og kontrollert.

Grounds

1. Prosedyren som ble utviklet for å gjennomføre arbeidet på rørføringen i skaftet ble utviklet av IK – den ble ikke formelt godkjent av SH.
2. Forutsetning fra SJA 2008 om at trykket skulle reduseres ”mest mulig” ble ikke ivaretatt i praksis på grunn av at ventilene hadde stor lekkasje. Dette ble ikke håndtert og risikovurdert som en endring.
3. Personell på SFA med ansvar for drift og vedlikehold – og for å bidra i planlegging og utføring av dette arbeidet - var ikke gjort kjent med barrieresvekkelser relevante for drift av innretningen og det planlagte modifikasjonsarbeidet (ref pkt 9.1.7).
4. Det var under gjennomføring av det som ble oppfattet som kritiske deler av den planlagte jobben (sveising i habitat) lagt en begrensning på antall personer i skaftet. Under delen av jobben som omfattet det å bore hull i eksisterende rørføring og dermed svekke denne barrieren, var det ikke innført noen slik ekstraordinær begrensning på personell. Det var dermed tilfeldig at det ikke befant seg flere personer i skaftet, også på nivå under 61 m, da lekkasjen oppstod. (dette er for øvrig i strid med byggevennlighetsanalysen som la til grunn at det ikke skulle være andre personer i skaftet under aktiviteten).
5. Arbeidstillatelsen (AT) som skulle sikre at forberedende aktiviteter ble utført og at relevante krav ble etterlevd, ble utfylt feilaktig og godkjent på sviktende grunnlag.
   1. forberedende aktiviteter (trykkavlastning, gassfriing), er oppført som påkrevd, signert ut som utført og godkjent til tross for at det var kjent for alle involverte at de ikke kunne eller ville bli utført (for eksempel pga stor intern lekkasje gjennom isoleringsventiler). AT gjeldende for tilsvarende arbeid på tidligere skift hadde ikke slik avkrysning.
   2. arbeidsinstrukser (WR) som var listet som del av forberedelser til jobben var ikke kjent blant personell ansvarlig for utfylling av AT, eller for personell involvert i gjennomføring av jobben.
   3. HMS vurdering gjort i forkant av jobben lister relevante WR’er som ikke er tatt videre i AT – eksempelvis knyttet til tiltak v/H2S lekkasje (WR0233) og til håndtering av radioaktive stoffer (WR2209).
   4. WR knyttet til isolering/avstenging ved inngrep i prosessanlegget (WR0543) er ikke referert i AT.
6. Behov for opplæring av personell i bruk av rømningsutstyr (i tillegg til skaftekurs) ble påpekt under prosjektering – men slik opplæring ble ikke utført (AS studierapport).
7. Kjennskap til farer ved eksponering mot HC gass (narkotisk effekt) var varierende blant intervjuet personell. Dette er heller ikke drøftet som del av SJA/Safeop.
8. Jobben ble planlagt som døgnkontinuerlig arbeid, uten å vurdere hvorvidt de mest sikkerhetskritiske deler av arbeidet burde vært lagt til dagskift som et ledd i å redusere risiko.

Legal authority

Reference to other regulations

af § 28 om tiltak ved utføring

Mangelfull oppfølging av leverandør og underleverandør (SH)

Description

SH har ikke fulgt opp sine leverandører på en slik måte at de kunne påse at disse utførte jobben i tråd med gjeldende krav.og heller ikke lagt til rette for at AS og IK ble kjent med særlige risikoforhold knyttet til SFA, ref avsn 9.1.7, pkt 5.

Grounds

1. Det er ikke gjennomført noen verifikasjoner/revisjoner fra SH sin side mot dette oppdraget, verken mot metodevalg, aktørenes etterlevelse av krav eller teknisk utvikling av utstyret.
2. Følgende forhold burde, etter vår vurdering, påvirket SH til å gjennomføre særskilt oppfølging av sine underleverandører, AS og IK.
   1. utstyret som skulle brukes ble spesielt utviklet for denne jobben og var ikke dekket av eksisterende standarder
   2. arbeidet skulle utføres i et område med spesielle risikoforhold knyttet til konsekvens av HC lekkasje
   3. arbeidet skulle utføres på trykkførende system i drift, uten kjente muligheter for å begrense tilstrømming av olje fra lagercellene til et eventuelt lekkasjepunkt
   4. det var kjent hos SH at hovedentreprenør AS ikke hadde eget personell med spesialkompetanse innen dette området
   5. det var kjent hos SH at AS hadde etablert en ATS kontrakt med IK – hvilket innebar en lettere grad av oppfølging av IK fra deres side enn det som er normalt for et oppdrag av en slikt omfang og kompleksitet
   6. læring fra tidligere hendelser (SFA 1993, SFA 2006, Kårstø 2007 og Statfjord B 15112007) – hadde relevante lærepunkter knyttet til det planlagte arbeidet og/eller de involverte aktørene her.

1. 1. 1. Hendelsen på SFA den 20.6.93 viste at 80 m dekk ikke er tett og at man ved en oljelekkasje i skaftet vil kunne få betydelig avdamping av HC gass.
      2. Hendelsen med SH&IK&AS i dette prosjektet i 2006 påviste tekniske svakheter ved utstyret (indikasjon på mangelfull design-utvikling). Denne hendelsen ble ikke vurdert til å ha potensial utover førstehjelpskade, og ble ikke varslet til Ptil.
      3. Hendelse med SH&IK under hot-tapping på Kårstø i 11.5.2007 hadde som direkte bakenforliggende årsak endringer i metode/utstyr etter gjennomført FAT
      4. Hendelse med SH&AS på SFB i nov 07 der tiltak inkluderer at det er behov for å: ”sikre etterlevelse og tilstrekkelig risikovurdering av operasjoner på trykksatte systemer” / ”gjennomføre tilsyn for å verifisere relevante prosesser slik at premissgiverrollen blir ivaretatt”
      5. Hendelse på Brent Bravo på engelsk sektor i 2003 – hvor to personer omkom under en jobb i skaftet som følge av eksponering til hydrokarbongass og påfølgende narkotisk effekt.

3. Følgende vurderes å være eksempler på sentrale forhold som kunne vært påvist som del av SH sin oppfølging av dette prosjektet:

1. 1. Mangelfull risikoforståelse hos involverte fra alle aktører (ref pkt 9.1.2)
   2. SHs mangelfulle etterlevelse av eget styringssystem (ref pkt 9.1.1)
   3. ASs mangelfulle oppfølging av IK (ref pkt 9.2.2)
   4. Underleverandøren IKs mangelfulle etterlevelse av eget styringssystem - inkludert kvalitetssikring av designløsning (ref pkt 9.3.3)

Legal authority

Reference to other regulations

• WR 0155 om krav til kvalitetssikring av studierapporter og dokumentasjon av dette

• WR 0155 - 5.1.1.2 om oppfølging av studie

Mangelfull kvalifisering av utstyr og metoder (SH)

Description

SH har ikke sikret at utvikling av designløsning og metode blir utført i tråd med gjeldende krav i selskapet.

Grounds

Utstyr og metode valgt for oppgaven – ”hot tap” i 90 graders bend, med børsting og isolering med plugg før kutting av rør og påsveising av flens var i 2006 nytt for alle de involverte partene. Det er påvist mangelfull oppfølging og kvalifisering:

1. Valg av metode uten dokumentert vurdering og oppfølging av risiko
2. SH-interne krav til involvering av fagmiljø ikke fulgt (ref pkt 10.1.1)
3. SH-interne krav til kvalifisering av ny teknologi er ikke lagt til grunn. Det er opplyst at dette ble vurdert som ikke relevant av AIs personell, da dette ble sett som videreutvikling av eksisterende teknologi heller enn ny teknologi. Dette er i strid med vår oppfatning.
4. parts verifikasjon / FMEA (som ble anbefalt av leverandør AS) ble ikke gjennomført – som følge av SH beslutning
5. Mangelfull designløsning
   1. mulighet for å skru ut sentreringsverktøy uten fysiske restriksjoner
   2. enkel barriere mot HC førende system – uten isoleringsmuligheter mot omfattende oljelager
   3. ingen krav etablert til brannmotstand
6. Utstyret er ikke kvalifisert iht gjeldende myndighetskrav. Maskinforskriften burde etter vår vurdering vært del av kravgrunnlaget for utstyret.

Legal authority

Reference to other regulations

• SH prosedyre TR 1083om kvalifisering av ny teknologi
• SH prosedyre arbeid på trykksatt prosessanlegg, WR0543
• If § 82 med veiledning og henvisning til forskrift 19. august 1994 nr. 820 om maskiner (maskinforskriften).

Mangelfull sikring av kjennskap til prosedyrer (SH)

Description

Det er ikke etablert rutiner som sikrer at personell som utfører arbeid i eller for SH har tilstrekkelig kjennskap til gjeldende prosedyrer relevante for arbeidet.

Grounds

Det kom under granskingen frem en påfallende forskjell i oppfatning blant aktørene (på tvers av både utøvende og ledende personell) om hvilken grad av kjennskap til innhold i WR’er som betinges før jobben starter (varierer fra ”skal vite at prosedyrer finnes og hvor vi kan finne dem” til ”skal kjenne innholdet godt”).

1. operativt personell (SH) bekrefter at det stilles krav til etterlevelse, men opplever ikke at det blir satt av tid til å gjøre seg kjent med innhold i prosedyrer
2. Det kunne ikke redegjøres for noen systematiske aktiviteter fra SH som har til hensikt å verifisere at personellet fra operatør eller leverandører har tilstrekkelig kjennskap til de prosedyrene som ligger til grunn for det arbeidet som skal utføres.
3. AS har ifm oppfølging av rammekontrakt med SH etterspurt tydeligere oversikt over hvilke SH prosedyrer de skal forholde seg til – og rutiner knyttet til det å bli informert om nye som etableres (MOM 13.3.2008). SH har ikke vist til noen planlagte eller gjennomførte tiltak for å imøtekomme dette påpekte behovet.
4. ref også punkt 9.1.1

Legal authority

Mangelfull styring av kompetanse (SH)

Description

SH sikrer ikke på en systematisk måte at relevant personell har prosess-sikkerhetskompetanse og risikoforståelse som grunnlag for ivaretakelse av sikker drift og vedlikehold.

Grounds

Kjennskap til prosessanleggets utforming og særlige risikoforhold på en innretning, (inkludert utforming av anlegg og etablerte barrierer, samt forutsetninger og begrensninger gitt av risikoanalyser) utgjør generelt sentral kompetanse i forhold til det å styre modifikasjoner, drift og vedlikeholdsaktiviteter på sikker måte. Det er ikke etablert tydelige krav til slik kompetanse hos relevant personell på land og offshore.

1. Det er ikke satt krav til systematisk opplæring for plattformledelse (inkl D&V ledere) på SFA i prosessanleggets utforming og særlige risikoforhold innretningen.
2. Det er ikke satt krav til en systematisk vurdering eller verifikasjon av fagkompetansen til de som har områdeansvar på SFA. En fadderordning er etablert og systembeskrivelser blir vist til. Nytt driftspersonell skal i henhold til etablert praksis lære ved å gå sammen med sin fadder – og lese etter opplevd behov - til de kan bekrefte ovenfor sin leder at de ”føler seg komfortable med å gå alene”. Det gjøres ingen verifikasjoner fra fadder eller leder på hvorvidt personen har gjort seg kjent med og forstått eksempelvis hvordan systemene er bygd opp og hvilke risikoforhold som eksisterer.
3. Områdeansvarlig driftsoperatør var relativt uerfaren, og hadde sin første tur som områdeansvarlig (dvs gikk alene) i utstyrsskaftet. Han fikk likevel ingen spesiell støtte eller opplæring fra plattformledelsen gjennom en særskilt innføring i eller gjennomgang av det arbeidet som skulle utføres.
4. Driftspersonell offshore (ledere og utøvende) ble ikke informert om og oppfattet heller ikke ansvar for å gjøre seg kjent med barrieresvekkelser som er eller kan være relevante for drift av innretningen – slik disse fremkommer i TTS gjennomganger. (ref pkt 9.1.2)
5. Driftspersonell offshore (ledere og utøvende) var ikke gjort kjent med relevante resultater fra eller operasjonelle/ designmessige forutsetninger gjort i risikoanalysen (TRA) for SFA. Det er utarbeidet dokumenter som oppsummerer og synliggjør disse per område (områderisikokart – ORK). Disse dokumentene er tilgjengelige via styringssystemet, men var ikke kjent (utover på helt overordnet nivå) hos noen av de som ble intervjuet. Det er heller ikke satt krav til bruk av disse verken i opplæringsøyemed eller ifm planlegging/oppfølging av arbeid i et område.
6. Det er ikke satt krav til at ansvarlig SH prosjektpersonell fra land setter seg inn i og bruker relevante resultater fra barriere kartleggingsprosesser som TTS, eller resultater og begrensninger fra risikoanalysen TRA i forbindelse med oppfølging av modifikasjonsoppdrag.

Legal authority

Mangelfull planlegging og gjennomføring av kritiske aktiviteter (AS)

Description

ASs utvikling av prosjektet og planlegging av arbeidet ble ikke gjennomført på en måte som sikret at risikoforhold ble identifisert og styrt.

Grounds

1. det er ikke av AS eller andre gjennomført en vurdering av hvilken risiko som var forbundet med å gjennomføre dette oppdraget med bruk av

1. 1. 1. nyutviklet utstyr og metode (som ikke var verifisert av 3. part) -
      2. på trykksatt HC system i drift -
      3. uten reell mulighet for isolering -
      4. i et område hvor lekkasje vil innebære en spesiell faresituasjon

2. gjennomføring av sikkerhetsgjennomganger (safeop/SJA) ledet av AS

1. 1. 1. ble gjennomført med en varierende grad av deltakelse fra fagpersonell med faglig bakgrunn (prosess/teknisk sikkerhet) som er relevant med tanke på å kunne identifisere og vurdere risiko for prosesshendelser.
      2. ble gjennomført selv om sentralt personell fra SHs side, som var invitert, ikke var til stede
      3. er delvis mangelfullt dokumentert - person oppført som SJA-ansvarlig og som har signert for utført SJA ikke tilstede da den ble gjennomført, og SJA’ene er heller ikke signert ut av deltakere.

3. risiko for større HC lekkasjer og hvordan disse eventuelt skal håndteres var i liten grad tema som ble drøftet under sikkerhetsgjennomganger i forkant.

1. 1. 1. I Safeop fra 2006 har man som (feilaktig) utgangspunkt at mediet er stabilisert olje – uten mulighet for avdamping av HCgass. Dette synliggjør manglende faglig forståelse.
      2. Ingen vurdering er gjort av mulighet for, konsekvenser av eller tiltak for å håndtere et større utslipp av olje i skaftet.
      3. Det er i SHs oppdragsbeskrivelse (sept 06) referert til at installasjonsmetodikk er kritisk pga fare for tilbakestrømming av HC fra cellene. Det skal ”tas hensyn til tilstand på stengeventiler” og legges opp til en robust gjennomførings-strategi dersom man mislykkes i å oppnå et gassfritt miljø. Dette er nevnt under videre prosjektutvikling (AS studierapport 2007). Konsekvenser av problemstillingen (dvs mulighet for omfattende lekkasje uten isolasjonsmuligheter) er imidlertid ikke drøftet under Safeop, HMS-gjennomgang eller SJA - utover generell føring om at drift skal senke trykket ”mest mulig”. Denne føringen ble heller ikke omsatt i faktisk tiltak.

4. aksjon fra SJA (om å redusere trykket i cellene) ble ikke fulgt opp

5. arbeidstillatelsen (AT) som skulle sikre at forberedende aktiviteter ble utført og at relevante krav ble etterlevd ble utfylt feilaktig

1. 1. det er satt krav til forberedende aktiviteter (trykkavlastning, gassfriing), til tross for at det var kjent (bekreftet under intervjuene) for alle at de ikke kunne eller ville bli utført pga stor intern lekkasje i isoleringsventilene. At disse forberedende aktivitetene ikke ble utført var ikke avviksbehandlet eller formelt behandlet som en endring.
   2. arbeidsinstrukser (WR) som var listet som del av forberedelser til jobben var ikke kjent blant sentralt personell ansvarlig for utfylling av AT og oppfølging av jobben.
   3. HMS vurdering i forkant av jobben lister relevante WR’er som ikke er tatt videre i AT – eksempelvis knyttet til tiltak v/H2S lekkasje og radioaktive stoffer.

6. Det ligger inne som et punkt i IKs installasjonsprosedyre (3.3 3) at trykket skal reduseres og monitoreres (av AS/SH) i sludgerørene før boring starter. Dette ble ikke gjort (ref pkt 4 over).

7. Behov for opplæring av personell i bruk av rømningsutstyr (i tillegg til skaftekurs) ble påpekt under prosjektering – men slik opplæring ble ikke utført. (AS studierapport pkt 5.3.1.2)

8. Til tross for ASs ansvar for sikker gjennomføring av arbeidet, var deres oppfølging under gjennomføringen av jobben offshore i stor grad begrenset til det administrative (9.2.2).

9. Til tross for at AS har identifisert utfordringer knyttet til å holde oversikt over hvilke arbeidsprosesser som er gjeldende (ref pkt 9.1.6) har de ikke utført aktiviteter for å sikre at deres ledende eller utførende personell på SFA har kjennskap til gjeldende SH prosedyrer.

10. Lærepunkter etter hendelse SFB i nov 07 der AS var involvert (gjennom et annet prosjekt) inkluderte at man skal ”sikre etterlevelse og tilstrekkelig risikovurdering av operasjoner på trykksatte systemer”

Legal authority

Mangelfull oppfølging av underleverandør IK (AS)

Description

Det er påvist avvik knyttet til ASs oppfølging av sin underleverandør IK

Grounds

AS har tatt på seg et totalansvar for gjennomføring av oppdraget for SH. Oppdraget ble etablert som en tjenesteleveranse (ATS kontrakt) med IK– som innebærer en relativt enklere form for oppfølging av leveransen.

1. AS har ikke gjennomført spesielle oppfølgingsaktiviteter for å sikre at underleverandøren IK etterlever egne styringssystemer og at metode og teknisk løsning er i tråd med gjeldende krav
2. En AS revisjon gjennomført i 2005 ift et annet oppdrag med IK (rammekontakt F-2002001) hadde funn som indikerer at IK har utfordringer knyttet til å være kjent med og å etterleve krav til sertifisering av utstyr. Denne erfaringen er ikke tatt videre ift denne jobben.
3. AS prosjektpersonell har ikke egen erfaring med tilsvarende arbeid eller eget personell med kompetanse innen denne type operasjoner - dette er ikke kompensert ved styrking av prosjektteamet eller øket oppfølging av IKs prosjektgjennomføring
4. Oppfølging fra ASs side av arbeidet som ble gjennomført av IKs personell på SFA var i stor grad begrenset til samtaler om planer og fremdrift. I liten grad ser ASs oppfølging ut til å ha vektlagt risikoforhold knyttet til jobben.
5. Det er ikke gjennomført noen aktiviteter for å sikre at IK personell er kjent med SH krav som er relevante for gjennomføring av arbeidet

Legal authority

Mangelfull kvalifisering av utstyr og metoder (AS)

Description

Det er påvist mangelfull kvalifisering og oppfølging av utstyr og metoder for arbeidet

Grounds

Utstyr og metode valgt for oppgaven – Hot tapping i 90 graders bend, med børsting og isolering med plugg før kutting av rør og påsveising av flens var i 2006 nytt for alle de involverte partene. AS tok på seg å utføre dette arbeidet som del av en totalenteprise. Det er påvist mangelfull oppfølging og kvalifisering:

1. AS har ikke etablert eget kravgrunnlag eller kvalitetssikret IKs kravgrunnlag for jobben.
2. AS oppfattet etter eget utsagn at dette var en kritisk jobb, men dedikerte ikke teknisk ansvarlig personell til leveransen, (”pakkeansvarlig”) i tråd med normal oppfølging. Årsaken begrunnes med at hot-tap’ing er spesialkompetanse som AS ikke innehar, og at man hadde tillit til og god erfaring med IKs kompetanse og arbeid fra tidligere.
3. ASs fagpersonell identifiserte og påpekte behov for en 3. parts verifikasjon og/eller en FMEA for å verifisere design av hot-tap maskinen. Da dette ble forelagt SH ble det konkludert fra operatørens side at dette ikke var nødvendig. AS gjorde på egne vegne ingen egne særskilte oppfølgingsaktiviteter mot IK for å kompensere for at det ikke ble utført verifikasjoner av 3. part.
4. Utstyret er ikke kvalifisert iht gjeldende myndighetskrav og designløsningen er mangelfull (ref pkt 9.3.3).
5. AS har ikke kvalitetssikret IKs prosedyre for gjennomføring av jobben
6. FAT er mangelfull
   1. FAT ble ufullstendig gjennomført - blant annet var børsteoperasjonen ikke med som del av operasjonen
   2. FAT er mangelfullt dokumentert av AS – ved at de ikke var tilstede under hele testen. ASs representant signerte i etterkant for godkjenning av prosedyretrinn som var (og som ikke var) gjennomført.

Legal authority

Identifiserte avvik og forbedringspunkter – IK (underleverandør)

Description

Det er påvist mangler ved IK sin sikring av kompetanse hos sitt ledende og operative personell.

Grounds

1. Det fremkom under granskingen og i oversendte redegjørelser at ledende personell hos IK har manglende kjennskap til gjeldende krav – inkludert myndighetskrav og interne prosedyrer.
2. IK har ikke sørget for tilstrekkelig opplæring av sitt operative personell
   • operativt personell er sertifisert som spesialistpersonell på mangelfullt grunnlag. IK har krav til et visst antall hot-tap operasjoner hvor personell skal delta, og et visst antall operasjoner hvor de skal stå som ansvarlige før de er ”sertifisert” som spesialister. Personell involvert i hendelsen var formelt sertifisert som spesialist og satt ansvarlig for gjennomføring, selv om det faktiske erfaringsgrunnlaget ikke på langt nær samsvarte med de etablerte kravene.
   • operativt personell har ikke hatt opplæring i alle sider ved jobben før de stod som ansvarlig for utførelse. Opplæring av nytt personell skulle som forberedelse til hot’tap operasjonen mai 08 foregå som del av ”FAT-aktiviteter”. Her skulle i følge planen det tekniske personellet gjennomgå prosedyren i en testbenk der 4 bore-, børste og plugge-operasjoner skulle utføres. Børstedelen av jobben ble imidlertid utelatt, og nytt personell fikk dermed aldri opplæring i den delen av jobben som involverte bruk av sagstøttene. Personell satt som ansvarlig for jobben hadde aldri deltatt på eller gjennomført en hel operasjon av denne typen før hendelsen inntraff.
   • operativt personell er ikke involvert i utvikling av installasjonsprosedyrer
3. Det utføres ingen aktiviteter fra IKs landorganisasjon for å identifisere hvilke av operatørens krav som vil være gjeldende for jobben eller for å sikre kjennskap til disse blant involvert personell.

Legal authority

Mangelfull etterlevelse av krav og bruk av erfaringer (IK)

Description

Det er påvist avvik knyttet til IKs etterlevelse av egne krav til arbeidsprosesser og til bruk av erfaringer.

Grounds

• Prosjektet har ikke etterlevd egne krav til utvikling og kvalitetssikring av produktet (ref 9.3.3)
• IK har ikke brukt erfaring fra tidligere hendelser og revisjoner til å oppnå forbedring
  • Hendelse under hot-tap-operasjon på Kårstø 11.5.2007
  • AS audit av IK fra 2005 (rammekontrakt)

Legal authority

Mangelfull kvalifisering av utstyr og metoder (IK)

Description

Det er påvist mangler ved IK sin utvikling av utstyret og metoden som ble brukt under oppdraget.

Grounds

1. Det er påvist mangelfull etterlevelse av interne og eksterne krav knyttet til design av utstyr og metoder - etablerte kvalitetsrutiner ble ikke fulgt.

a.designutviklingen ble ikke styrt i tråd med egne rutiner, og godkjenning av leveransene er mangelfullt dokumentert (tegningsunderlag og prosedyrer)

1. 1. 1. designgrunnlag (premisser) ble ikke etablert - interne og eksterne krav er ikke identifisert og synliggjort
      2. kvalitetssikringsrutiner er ikke etterlevd er ikke dokumentert/
      3. tegningsunderlaget foreligger delvis som interne utgaver (IDC) – ikke ført frem til ”godkjent for konstruksjon” (IFC)
      4. prosedyrer som legges til grunn for operasjon av utstyret er ikke utviklet i samråd med eller kommentert av brukerne – og er ikke kvalitetssikret i tråd med IKs rutiner
      5. designendringer gjennomført som følge av hendelse i 2006 var ikke gjenstand for systematisk og dokumentert vurdering.

b. Krav til kvalifisering av ny teknologi – inkl krav til sertifisering i henhold til maskinforskriften– er ikke etterlevd. FMEA ikke gjennomført.

2. det er påvist mangelfull designløsning – med mulighet for å skru ut sagstøtten uten fysiske restriksjoner
3. installasjonsprosedyren har viktige mangler ved at den ikke dekker detaljer rundt bruk eller festing av sagstøtten. Det ble under utførelse etablert en praksis med bruk av tape på låsemutteren til sagstøtten for å synliggjøre omtrent korrekt plassering av denne. Dette kan etter vår vurdering ha skapt misforståelse knyttet til hvorvidt låsemutter skulle brukes eller ikke.
4. FAT prosedyre mangelfull
   1. dekker ikke alle deloperasjoner (inkl bruk av sagstøtte)
   2. testprosedyre ikke kvalitetssikret av kunden
5. FAT gjennomføring var mangelfull
   1. Testen(e) ble ufullstendig gjennomført (børsting ble ikke utført) – uten at dette ble avvikshåndtert.
   2. Ansvar for gjennomføring av FAT ble delegert til teknisk personell uten at ledelsen sikret at gjennomføringen ivaretok alle aspekter som var tiltenkt - inkludert utprøving og dokumentering av alle trinn i prosedyren, dokumentere for IK selv og for kundene at metode og utstyr vil fungere og opplæring av nytt personell i gjennomføring av jobben (se 9.3.1).

Legal authority

Reference to other regulations

• If § 82 med veiledning og henvisning til forskrift 19. august 1994 nr. 820 om maskiner (maskinforskriften).