Mangelfull utforming av brønnbarrierer
Beskrivelse
Equinor hadde ikke sikret at brønnbarriereelementet i ringrommet mellom 13 ⅜" foringsrør og formasjonen (sementbarrieren) hindret ukontrollert strømning av hydrokarboner til ringrommet i brønnen.
Begrunnelse
Påvist tilstedeværelse av gass bak 13 ⅜" foringsrør viser at brønnens ytre barriereelement ikke fungerte etter sin tiltenkte funksjon. Sementbarrieren i ringrommet forhindret ikke migrering av hydrokarboner fra reservoaret. Under intervjuene kom det frem at kromatografanalyser av gass som ble sirkulert ut etter perforering under brønnhode før trekking av seal assembly til 13 ⅜″ foringsrør, viste innhold av tyngre hydrokarbonkomponenter med opprinnelse fra reservoaret. Dette innebærer lekkasje gjennom ringromsbarrieren og at barriereelementet ikke oppfylte kravene til barrierefunksjon.
Hjemmel
Mangelfull kvalitetssikring ved kalibrering av utstyr for logging av 13 ⅜″ foringsrør
Beskrivelse
Equinor hadde ikke sikret at prosedyren for kalibreringen av loggeverktøyet som ble brukt for logging av sement bak 13 ⅜″ foringsrør var utformet og brukt slik at den oppfylte sin tiltenkte funksjon.
Begrunnelse
Kalibrering av loggeverktøyet var underlagt en generisk standard operasjonsprosedyre (SOP) som var utarbeidet av Baker Hughes i samarbeid med Equinor, samt Baker Hughes operasjonsveileder for UlTeX.
I henhold til prosedyren skal kalibrering utføres i en sone med væske bak foringsrør, for å sikre korrekt skille mellom sement, formasjon og væske. Kalibrering av loggeverktøyet ble imidlertid gjennomført i et intervall der det var gass bak foringsrør.
Kalibreringsprosessen i prosedyren legger premisser for hvordan ulike nivåer av akustisk impedans tolkes. Dersom en gassone feilaktig defineres som en væskesone under kalibrering, vil dette kunne medføre feilaktig tolkning av påfølgende loggdata.
På bakgrunn av informasjon fra Equinor i planleggingsfasen ble det feilaktig lagt til grunn en forventning om væske bak foringsrør i intervallet 500m og 600m, der FPP ble gjennomført. I programmet til ULTeX – loggeverktøy ble det lagt inn en forventet akustisk impedansverdi på 1,6 MRayls. De faktisk målte verdiene for akustisk impedans var lavere enn forventet.
I prosedyren var det definert kvalitetsintervaller for målinger av akustisk impedans for å avdekke feil knyttet til utstyr, forutsetninger eller kalibrering. Selv om målingene av akustisk impedans i kalibreringsprosessen falt utenfor disse kvalitetsintervallene ved to anledninger (ref. 5.2) ble dette ikke fulgt opp. Målingene ble likevel akseptert og brukt av operatøren som grunnlag for videre tolkning av loggdata.
Hjemmel
Bruk av teknologi som ikke var kvalifisert for identifisering av gass
Beskrivelse
Equinor hadde ikke kvalifisert bruk av akustisk impedans wireline logging for vurdering av tilstedeværelse av gass i ringrom på Trollfeltet.
Begrunnelse
Equinor benyttet akustisk impedans-wirelinelogging som beslutningsgrunnlag for å vurdere tilstedeværelse eller fravær av gass bak 13 ⅜" foringsrøret. Granskingen viser at teknologien ikke var kvalifisert eller validert av selskapet for å påvise gass i ringrom. Til tross for dette inngikk teknologien likevel som et sentralt premiss for planlegging og gjennomføring av kutting av foringsrør uten stengt BOP ringromsventil. Det var ikke etablert nødvendige kriterier og prosesser for kvalifisering, testing og verifikasjon av teknologien før bruk. Selskapet kunne dermed ikke dokumentere at teknologien oppfylte kravene til helse, miljø og sikkerhet.
Hjemmel
Mangelfull utforming av krav (SR-126590) i brønnintegritetsmanual (TR3507)
Beskrivelse
Equinor hadde ikke sikret at krav SR-126590 var utformet og brukt slik at den oppfylte sine tiltenkte funksjoner i forbindelse med planlegging og utførelse av kutteoperasjoner.
Begrunnelse
TR3507 er Equinors interne tekniske kravdokument for brønnintegritet og er hjemlet i FR03 Drilling and Well (ref. kap. 4.1). Dokumentet fastsetter bindende minimumskrav for planlegging og gjennomføring av offshore brønnoperasjoner.
I TR3507 fremgår det at ved operasjoner med risiko for eksponering av hydrokarboner, kombinert med utilstrekkelig aktiveringstid for BOP, skal BOP-ringromsventil være lukket i forkant av operasjonen. Ordlyden i TR3507 - SR-126590 er “For operations with a risk of exposure of HC in combination with insufficient BOP activation time, the BOP shall be closed upfront the operation”.
I intervju med personell som var delaktig i utforming og kvalitetssikring av TR3507 kom det frem at intensjonen i kravet var at BOP alltid skulle være lukket i forkant av grunne kutteoperasjoner.
I intervju med brukere av kravet kom det frem at SR-126590 ble tolket slik at dersom sementbindingsloggen ikke viste gass bak foringsrøret, ble risikoen for tilstedeværelse av hydrokarboner ansett som eliminert. Involvert personell la dermed til grunn at eksisterende barrierer var tilstrekkelige.
Under intervjuene kom det frem at det historisk ikke hadde vært observert gass bak 13 ⅜" foringsrør på tidligere brønner på Trollfeltet, og at det derfor under planlegging ikke ble bestilt utstyr for å kutte foringsrør med stengt BOP. Dette medførte at kravet om stengt BOP-ringromsventil i SR-126590 ikke ble ivaretatt i planleggingen eller gjennomføringen av operasjonen.
Hjemmel
Manglende brønnbarrierer under kutteoperasjon
Beskrivelse
Equinor hadde ikke sikret at det var brønnbarrierer ved utføring av kutteoperasjonen.
Begrunnelse
Basert på mottatte dokumentasjon var det kjent at væsken som stod i brønnen (primærbarrieren) ikke var tilstrekkelig tung til å kunne balansere selv det forventede trykket på utsiden av foringsrøret. I realiteten var trykket på utsiden av foringsrøret betydelig høyere enn forventet.
Kuttet av foringsrøret ble gjort på 510 m RKB. BOP stod på havbunn, ca. 160 m over kuttet. Ved innstrømming av gass i brønnen var det, på grunn av den korte avstanden, ikke mulig å stenge BOP tidsnok til å forhindre gass til overflaten på innretningen.
Som følge av denne situasjonen ble kutteaktiviteten dermed utført uten barrierer.
Hjemmel
Støynivå i borekabinen ved håndtering av brønnkontrollsituasjon
Beskrivelse
Odfjell Drilling hadde ikke sikret at nødvendig intern og ekstern kommunikasjon ble ivaretatt ved utløsing av alarmer i borekabinen ved håndtering av brønnkontrollsituasjon.
Begrunnelse
Intervjuer med personell i borekabin viser at det under hendelsen ble utløst flere alarmer samtidig, herunder gassalarmer, generell alarm, alarm for dynamisk posisjonering (DP-alarm) og øvrige systemalarmer. Alarmene medførte høy støybelastning i borekabin, og reduserte muligheten for effektiv muntlig kommunikasjon mellom personell. Videre fremgår det av intervjuene at alarmstøy og samtidig bruk av en og samme radiokanal medførte utfordringer for radiokommunikasjon mellom personell i borekabin og øvrig personell om bord (blant annet personen i shakerrommet). Dette gjorde det krevende å oppfatte og formidle meldinger i den innledende fasen av hendelsen.
Hjemmel
Mangelfull deling av informasjon om barrierer og barrieresvekkelser
Beskrivelse
Equinor hadde ikke sikret at nødvending informasjon om barrierestatus i brønnen var formidlet til relevante brukere ifm. planlegging og utførelse av kutteoperasjonen.
Begrunnelse
- Equinor hadde ikke lagt brønnbarriereskisser (WBS) ved aktivitetsprogrammet, slik det følger av NORSOK D-010 rev. 5. På grunn av mangel på konklusiv logg fra 10 ¾″ sementlogging i 2008, var brønnen kategorisert som oransje (én barriere intakt og én svekket eller ikke verifisert). Informasjon om brønnens barrierestatus var ikke nevnt i aktivitetsprogrammet, og den ene WBS’en som var vedlagt programmet viste kun hva status ville være etter den permanente pluggingen.
- Brønnbarriereskissene (WBS) som var vedlagt DOP-ene signert av operasjonelt ansvarlige på innretningen, fremstilte væskesøylen i brønnen som primærbarriere mot utsiden. Dette står i konflikt med opplysninger i DOP om at man forventet tilbakestrømming på grunn av usikkerhet knyttet til egenvekt til slammet bak foringsrøret. Videre var BSR (Blind Shear Ram) på BOP tegnet inn som sekundærbarriere, til tross for at denne ikke kunne stenges tidsnok til å ivareta sin tiltenkte funksjon ref. 1.5
Informasjon knyttet til barrieresituasjon og svekkelser var ikke fremstilt og formidlet på en entydig måte til brukerne av informasjonen.
Hjemmel
Atskillelse av HVAC 1 og HVAC 2 rom
Beskrivelse
Odfjell Drilling hadde ikke sikret at shakerområdet, som inkluderer borevæske som kan avgi gass, var atskilt fra HVAC 1 og HVAC 2 på en måte som forhindret spredning av gass.
Begrunnelse
Shakerrommet er et eksplosjonsfarlig område (klassifisert område) definert som Sone 1. Shakerrommet skal ha et undertrykk mot tilstøtende områder (ref. kap. 4.9 og figur 22). Tilstøtende shakerrommet ligger HVAC 1 rommet som er et eksplosjonsfarlig område definert som Sone 2. I normaldrift er rommet beskyttet med et overtrykk sammenliknet med shakerrommet. Tilstøtende HVAC 1 rommet er HVAC 2 rommet som er et ikke-klassifisert område. I normal drift er rommet beskyttet av overtrykk og gasspjeld som lukker ved bekreftet gassdeteksjon i luftinntak. Utstyr i dette rommet koples ikke ut ved ESD 1 A/B. Det er ikke Ex-utsyr i rommet.
Under hendelsen viser trender fra differensialtrykkmålere at det oppstod samtidig tap av differensialtrykk mellom:
- HVAC 1 rommet og shakerrommet. Iht. Odfjell Drilling sin filosofi er det krav om 25Pa overtrykk i HVAC 1 i forhold til shakerrommet (ref. tabell 3). Shakerrommet er sone 1 område og har en dør som vender inn til HVAC 1 rommet som er sone 2 område.
- HVAC 2 rommet og HVAC 1 rommet. Iht. Odfjell Drilling sin filosofi er det krav om 50Pa overtrykk i HVAC2 i forhold til HVAC1 (ref. tabell 3). HVAC 1 rommet er sone 2 område og har en dør som vender inn til HVAC 2 rommet som er ikke-klassifisert område.
Samtidig tap av differensialtrykk mellom shakerrom og HVAC 1 og mellom HVAC 1 og HVAC 2 muliggjorde at gass/luftblandingen kunne trenge inn i ubeskyttet område (HVAC 2 uten overtrykk), som inneholdt tennkilder (ikke Ex-utstyr) og som ikke stengte ned ved gassdeteksjon i shakerområdet.
Hjemmel
Manglende bruk av data over differensialtrykk
Beskrivelse
Odfjell Drilling hadde ikke sikret at data over differensialtrykk i shakerrommet ble brukt til å kontrollere tekniske og operasjonelle forhold.
Begrunnelse
Data over differensialtrykk (undertrykk) i shakerrommet i forhold til tilstøtende rom er tilgjengelig for å overvåke nødvendig undertrykk i shakerrommet. I henhold til Odfjell Drilling sin filosofi (ref. Tabell 3) er det krav om at shakerrommet, som er klassifisert som sone 1, skal ha et undertrykk på -25Pa i forhold til tilstøtende områder som har lavere områdeklassifisering enn sone 1 (sone 2 og ikke-klassifiserte områder).
Dataene var ikke blitt brukt til å kontrollere om undertrykket var for lavt. For lavt undertrykk kan føre til:
- at dører blir vanskelige å åpne, noe som kan hindre rask og sikker rømning fra området,
- at røykspredning mellom områder, dørsikkerhet og muligheten for effektiv manuell innsats påvirkes negativt.
Trender over differensialtrykk viser at undertrykket i shakerrommet var lavere enn -210Pa (differensialtrykket måles ikke lavere enn -210Pa) både før og under hendelsen (ref. Tabell 3).
I intervju kom det fram at det var vanskelig å åpne dør fra shakerrommet og inn til «shaker operation restroom» under hendelsen. Personen som befant seg i shakerrommet da hendelsen oppsto strevde med å åpne døren og rømme til tilstøtende område.
Hjemmel
Manglende vedlikehold av differensialtrykkmålere
Beskrivelse
Odfjell Drilling hadde ikke etablert vedlikeholdsprogram som systematisk forebygget sviktmodi som kunne utgjøre en sikkerhetsrisiko for tre differensialtrykkmålere som overvåker overtrykk/undertrykk mellom rom.
Begrunnelse
I granskingen ble det informert om at tre målere for differensialtrykk manglet vedlikeholdsprogram for å verifisere barrieren. De tre målerne for differensialtrykk inngikk ikke i funksjonstesten («TBAMI test - Function test of HVAC transmitters»). Dette gjaldt differensialtrykkmåler mellom:
- Shakerrom og «Screen cleaning room»
- «Screen store» og «Tank Cleaning Room»
- HVAC1 og HVAC2
Hjemmel
Mangelfull utforming av krav i brønnkontrollmanual
Beskrivelse
Odfjell Drilling hadde ikke sikret at krav (5-20 Retrieve seal assembly & cut casing) i brønnkontrollmanualen ((L3-MODU-ALL-DO-MA-005-WELL CONTROL MANUAL) var utformet slik at den oppfylte sine tiltenkte funksjoner i forbindelse med planlegging og utførelse av kutteoperasjoner.
Begrunnelse
Utformingen av Odfjell Drilling sitt krav til kutting av foringsrør (5-20 Retrieve seal assembly & cut casing) var uklart.
Det fremgikk av kravet at:
“Cutting casing with open BOP can be done with a risk assessment, if some of the compensating measures below are in place:
- Cement is logged and proven hydraulic bonding or annulus
- logged and verified free of gas.
- Seal assembly retrieved prior of cut casing.
- Deep cut“
Kravet kunne tolkes på ulike måter, da det ikke var spesifisert hvor mange av kriteriene som skulle ivaretas.
Det kom frem fra intervjuer at Odfjell Drilling over tid hadde tilnærmet seg operatørens krav relatert til brønnkontroll.
Da DOP for kutting av foringsrør ble gjennomgått, i forkant av signering av ledende personell offshore, ble det stilt spørsmål ved fremgangsmåten. I diskusjonen som fulgte ble logging og påfølgende tolkning (gassfritt ringrom) løftet frem som verifikasjonsmetode og konklusjonen var dermed at også Odfjells krav ble etterlevd.
Dersom Odfjell Drilling hadde hatt et entydig krav til grunne kutt av foringsrør, kunne dette bidratt til en reell refleksjon om fremgangsmåten, noe som i sin tur kunne hindret hendelsen i å få utvikle seg.
Hjemmel
Mangelfull oppdatering av teknisk dokumentasjon
Beskrivelse
Odfjell Drilling hadde ikke sikret at teknisk driftsdokumentasjon knyttet til HVAC og differensialtrykk var oppdatert.
Begrunnelse
I granskingen så vi følgende feil og manglende samsvar i teknisk driftsdokumentasjon relatert til HVAC og differensialtrykk:
- Tegningen "HVAC D&ID Machinery Area Hazardous System – Shale Shaker and Mud Pits" manglet informasjon som markerte brannskille mellom "Screen store (Zone 2)" og "Tank Cleaning Machinery Room (Non-Haz area)".
- Tegningen “HVAC D&ID Machinery Area Hazardous System – Shale Shaker and Mud Pits” og “Hazardous Area Plan A Deck” har feil verdi for differensialtrykk mellom “Shale Shaker Room (Zone 1)” og “Screen Cleaning Room (Zone 2)”. Differensialtrykket er 25Pa iht. tegningene som ikke samsvarer med det Odfjell Drilling oppgir som gjeldende differensialtrykk i mottatt e-post datert 16.01.26
- Tegningen "Hazardous Area Plan Upper Deck" inkluderer feil verdi for undertrykk i "Lower Part Shale Shaker (Zone 1)". Undertrykket er -50Pa iht. tegningen som ikke samsvarer med det Odfjell Drilling oppgir som gjeldende undertrykk i mottatt e-post datert 16.01.26
Hjemmel