Bedre risikoakseptkriterier
Beskrivelse
Neptunes risikoakseptkriterier bidrar i liten grad til risikoreduksjon.
Begrunnelse
Regelverkets normative referanse for risikoanalyse er NORSOK Z-013, og beskriver dermed forskriftens forventninger til et minimumsnivå. NORSOK Z-013 beskriver at risikoakseptkriterier bør være på et nivå med rimelig balanse mellom ambisjon for kontinuerlig forbedring, definerte sikkerhetsmål og teknologisk forbedring på den ene siden, og hva som er realistisk å oppnå på den andre siden.
Neptune har satt som risikoakseptkriterium at beregnet FAR for personellet på innretningen som helhet skal være lavere enn 10. For spesielt utsatte grupper bruker Neptune kriteriet at beregnet FAR over 25 er uakseptabelt. I lys av at beregnet risikonivå for spesielt utsatte grupper er 6 % av akseptkriteriet, bidrar akseptkriteriet i liten grad til risikoreduksjon.
Selskapets risikoanalyse presenterer beregnede FAR-verdier der spesielt utsatte grupper i liten grad eksponeres for mer risiko enn gjennomsnittet på Gjøa. En årsak til dette er at selskapet antar at prosessanlegget vil ha lave frekvenser for hydrokarbonlekkasjer med initiell rate over 0,1 kg/s, basert på et historisk snitt for petroleumsvirksomheten på norsk sokkel. Til tross for dette observerte vi i tilsynet at Gjøa de siste 5 årene hadde en frekvens som oversteg det historiske snittet på norsk sokkel. Vi observerer derfor at nevnte antakelse også bidrar til behovet for strenge kriterier.
Hjemmel
Bedre barrierestyring på Gjøa
Beskrivelse
Fastsettelse av strategier og prinsipper som skal legges til grunn for utforming, bruk og vedlikehold av barrierer i et levetidsperspektiv var på tidspunktet for tilsynet mangelfullt for Gjøa.
Det var mangler med tiltak for å rette opp for svekkede barrierer.
Begrunnelse
a) Styrende dokumenter
I tilsynet ble det informert om at dokumentet Barrier Management in Operation er under oppdatering, jf. 5.2.4. Neptune sine ytelsesstandarder for Gjøa og andre innretninger vil bli oppdatert i løpet av dette og neste år.
b) Operasjonelle og organisatoriske barriereelementer
Krav til organisatoriske og operasjonelle barriereelementer ble synliggjort i barrierepanelet, men svekkelser ble ikke synliggjort.
Vi ble informert om at selskapet jobber med å håndtere svekkelser i de organisatoriske og operasjonelle barriereelementer på samme måtte som i de tekniske barriereelementene.
c) Brannskiller
Under tilsynet offshore verifiserte vi et arbeidslag som jobbet med oppfølging og utbedring av kabelgjennomføringer (MCT). Arbeidslaget viste oss typiske feil som var observert på MCT-inspeksjoner. Det var eksempelvis benyttes feil pakningselementer (klosser), klossene var satt i feil og det var manglende stramming av bolter på MCT’en. For arbeidslaget som jobbet med inspeksjon av MCT’er hadde en kurs, mens den andre ikke hadde kurs. Vi fikk opplyst at det ikke var krav til kurs hos kontraktøren for denne jobben.
d) Utbedring av svekkelser i gjennomføringer
I tilsynet fikk vi et dokument med feil på MCT-gjennomføringer, se referanse [38]. Inspeksjonen var utført i 2019 med prioritet at de burde utbedres snarest mulig (prioritet 2). Det var 62 gjennomføringer av totalt 343 som ikke var utbedret.
Vi ble i etterkant av tilsynet informert om at prioritet 2 feil planlegges utført fremover og utbedringen ble forsinket pga. branntester gjennomført på MCT-gjennomføringene.
e) Branndør i åpen posisjon
Under befaring offshore observerte vi en branndør (A60 i utstyrsområdet) som var blitt stående åpen.
Hjemmel
Mangelfull oppfølging av ytelseskrav for tilbakeslagsventiler
Beskrivelse
Mangelfull oppfølging og verifisering av ytelseskrav for tilbakeslagsventiler med sikkerhetskritisk funksjon og manglende samsvar mellom teknisk dokumentasjon.
Begrunnelse
Det ble gjennom tilsynet ikke avklart om dimensjonering av prosessikkerhetsventiler (PSV’er) på sugesiden i kompresjonssystemene var basert på betingelser om maksimum lekkasjerate gjennom tilbakeslagsventiler. Det ble imidlertid bekreftet at det ikke er noen tilbakeslagsventiler som testes og følges opp i forhold til lekkasjerate.
I tilsynet har vi mottatt API RP 14C analysen og fakkelrapport for Gjøa. Det er manglende samsvar mellom disse dokumentene knyttet til dimensjoneringskriterier for enkelte PSV’er på væskeutskillere i kompresjonstogene. I API RP 14C analysen er det beskrevet at disse er dimensjonert for «Fire relief», mens det i fakkelrapporten er beskrevet at disse er dimensjonert for lekkasje gjennom tilbakeslagsventiler.
Vi har i tidligere tilsyn (tilsyn med avvikshåndtering, se referanse [36]) mottatt oppdatert informasjon knyttet til klarering av funn F3.5 fra Neptune sin interne barrieregjennomgang (SBV) fra 2014 knyttet til manglende informasjon om dimensjoneringskriterier. I mottatt oppdatert informasjon er det referert til fakkelrapport for informasjon om dimensjoneringskriterier for PSV’er på sugesiden i kompresjonssystemene.
Hjemmel
Bedre samordning av ansvar og myndighet
Beskrivelse
Ansvar og myndighet synes ikke å være entydig definert og samordnet med styrende dokumenter og oversikter som vi fikk presentert.
Begrunnelse
Kompetansematrise med roller og ansvar ble opplyst å være under revisjon på selskapsnivå, der for eksempel beredskapsfunksjoner skal allokeres mot person og ikke roller og noen eksisterende roller blir slått sammen.
Roller og ansvar offshore beskrevet i Oversikt og beskrivelse av Neptune sin organisasjon, ledelse og styring av storulykkerisiko og barrierer i prosjekt og drift som vi fikk oversendt i forkant av tilsynet, se referanse [1] (jf. også gjeldende versjon av styrende dokument Barrier Management in Operation) er ikke oppdatert og gjenspeiler ikke nåværende roller og ansvar på innretningen.
I forbindelse med hver skiftrotasjon gjør plattformsjef (OIM) en kompetansedekningsvurdering i forhold til roller og ansvar knyttet til beredskaps- og tekniske funksjoner for personellet om bord der avvik og avbøtende tiltak blir synliggjort. Denne vurderingen dokumenteres i Synergi. Stikkprøver viste et eksempel på uoverensstemmelse mellom oversikt av beredskapsoppgaver og trening i PowerBI og plattformleders oversikt.
I intervjuer kom det frem at personellet mente de var godt kjent med sine roller og ansvar for sikker drift av innretningen, men at en rollebeskrivelse i styringssystemet i noen tilfeller ikke var oppdatert, eller at grenseflate for arbeid knyttet til prosjekter ikke var fullt ut definert. Vi viser også til flere dybdestudier der roller og ansvar var uklare, eksempelvis; overlevering fra prosjekt til drift 20.10.2020, hendelse med overtrykking 7.11.2021 og gasslekkasjen 4.6.2022, se referanse [13].
Involvering av Technical Authority (TA) rollen i spesielt prosjekter er omtalt i dybdestudiene 7.11.2021 og 4.6.2022, se referanse [13]. I intervjuer etterspurte vi om rollen var besatt for alle relevante fagområder. For et fagområde var denne rollen ikke definert.
Hjemmel
Melding av fare- og ulykkessituasjoner
Beskrivelse
Manglende melding av fare- og ulykkessituasjon til Ptil.
Begrunnelse
I granskingen av gasslekkasjen 4.6.2022 ble det avdekket at en tilsvarende hendelse hadde skjedd den 17.3.2022. Denne ble ikke rapportert da det ble avdekket.
Hendelsen ble etter dette tilsynet rapportert inn av Neptune.
Hjemmel