Engie
Gjøa
28. juli
Under normal operasjon ble det av en områdetekniker oppdaget skum på hoveddekk ved en sluk i dekket for åpent avløp (System 56). Omtrent samtidig meldte laborant om skum i en prøve han rutinemessig skulle ta av vann til sjø fra system 56. Kilden til lekkasjen ble raskt identifisert til å være fra «delugeskap» 71SU003. Skapet ble stengt og kompenserende tiltak iverksatt. Etter gjennomgang av alle skap og andre mulige kilder ble det den 29/7-17 avdekket lekkasje fra tilsvarende skap 71SU001. Ingen personer ble eksponert for AFFF (Aqueous Film-Forming Foam Concentrates) under lekkasjene. I løpet av dagene 28-29/7-17 ble lekkasjepunktene inne i skapene lokalisert. Det var fra fire punkter (3 ventiler og en flens). Foreløpig estimert volum på AFFF til sjø via system 56 er 1.45m3 i perioden 9/7-29/7-2017. AFFF hadde spredd seg til flere tanker i system 56. Uttynning av forurensende tanker ble iverksatt ved bruk av sjøvann.

Statoil
Mongstad
30. juli
Kl.12:15 kom det inn gassalarm i reformeranlegget, og da anleggsoperatør kom til stedet ble det observert en LPG lekkasje på et rør oppstrøms to pumper. Trykk på lekkasjepunktet er 23 barg og 35-40 grader C. 1. linjeberedskapsledelse og industrivern mønstret. Pga. manglende avstengingsmuligheter ble det besluttet umiddelbart å kjøre ned og trykkavlaste anlegget. Dette ble utført med industrivernet tilstede. Stopp i dette anlegget førte også til at to hyrogeneringsanlegg måtte stoppes og at koksanlegget måtte redusere gjennomstrømning. Alt pågående arbeid i reformeranlegget ble stanset. Anlegget var trykkavlastet og lekkasjen stoppet kl.16:30. Lekkasjen er i en sveis på en dødlegg der det har stått vann, som har ført til innvendig korrosjon.

Statoil
Oseberg C
29. juli
I forbindelse med arbeid I anlegget ble det oppdaget en hydraulikk lekkasje i styring for Ev 43-035 på brenngass til Hovedkraft A. Lekkasjen førte til utslipp av hydraulikkolje av type HydraWay HVXA 32 HP til sjø. Sanering av olje ble utført etter beste evne med olje matter. Mesteparten av Oljen antas å ha blitt samlet opp via åpent avløp system. Vi mistet totalt 225 liter fra oljereservoar. 70-80 liter antas å ha gått til sjø. Områdeoperatør varslet SKR om hydraulikk lekkasje. SKR stengte ventilen og lekkasjen opphørte. Som følge av dette trippet Hovedkraft A, da den ikke la seg over på diesel. Dette medførte delvis produksjons stans med et estimert produksjonstap på ca 1000 fat.

ConocoPhillips
Ekofisk 2/4E
30. juli
I forbindelse med pågående arbeid med brann og gass systemet på 2/4E – Tor, som er en nedstengt og normalt ubemannet plattform, oppstod et forhold kl 1720, der en node i styringssystemet sviktet. Plattformens overvåkning og strømforsyning stanset i henhold til logikk, som konsekvens av dette. Beredskapsorganisasjonen varlset og mobilisert i henhold til instruks. Strømsituasjon og overvåkning var reetablert på 2/4E klokken 18:44.

Statoil
Gullfaks C
1. august
Person skled på kjøkkengulv og for å unngå fall tok personen seg for og la høyre arm oppå varm komfyr. I samråd med lege/sykepleier blir person sendt til land.

Shell
Nyhamna
2. august
I forbindelse med jobb på hydraulikk-system ble 2 personer truffet av ventilblokk/transmitter da dette løsnet fra kobling pga gjenværende trykk i systemet. Systemet var avstengt. De ble også eksponert for noe hydraulikkolje. Person 1 ble truffet i hånd. Person 2 ble truffet i overkroppen, tilsynelatende kun skrubbsår. Involvert personell tatt hånd om av industrivernet. Person 2 ble rutinemessig sendt til legevakt for sjekk. Det var ikke behov for medisinsk behandling.

Statoil
Åsgard A
4. august
Hydraulikk lekkasje i HPU/luftkompressor rommet på dekk 6 forskipet medførte hydraulikk oljedamp i rommet. Deteksjon av oljedamp medførte alarm og mønstring. Personelle mønstret iht instruks (beredskaps organisasjon, livbåter). Situasjon kom raskt under kontroll og mønstring ble avsluttet kl.01:40. Det ble gjennomført debrife umiddelbart for samtlige etter hendelse.

Eni
Goliat
22. juli
On 22.07.17 SubseaPartner was performing diving operations from vessel Maersk Forza. During Dive Number 176 from the LDC (Light Dive Craft) @ approximately 21.00 hrs. on the 22.07.17, Diver 2 experienced a loss of gas supply. His immediate actions were to switch to his emergency drill. After approximately 1 minute the diver switched back to his main supply and closed the bailout supply. His main diving supply was then used for the remainder of his dive. The supervisor, in this case the assistant supervisor, once being informed of the gas loss, checked his panel supplies. He could not see anything wrong, and he also stated that no emergency drill was being carried out. With all apparently well, the dive continued without further incident and the diver was recovered to surface. 

At 01:30 hrs. on the 24.07.17 (i.e. 26 hours after the incident) a safety observation card was posted stating the facts above. An immediate inquiry was started with a complete system check of the LDC gas supply to the divers, the removal & close inspection of the Diver 2 hat. No reason for the gas loss could be found. The diving helmet (type KM 97) was taken out of service and quarantined. Two management meetings were held, and further diving operations were put on hold. The diving hat was later inspected by 3rd party, and various actions occurred from this inspection.

Measures
• Information regarding incident
Information regarding the incident has been included in TOFS (Time Out For Safety) held for both day- and night shift. In addition, information is included in HSE familiarization and in MOM HSE reminders.

• Investigation
SubseaPartner conducted an internal investigation and issued technical verification status and a report regarding what went wrong management-wise during the operation.

• Incident reporting of technical events
Poor understanding on incident reporting in the event of a technical issue meant that it was reported late and in the wrong format. As a result of this, a flow chart for low level issue reporting has been drafted.

• 3rd party examination of helmet (type KM 97)
The helmet was sent to 3rd party for detailed examination. Statement from 3rd party is as follows:

«The helmet and the 455 reg (The 455 reg is a balanced regulator downstream the balanced poppet design, and is included on the KM 97 helmet) has been inspected. One way valve and the side block is inspected and function tested. When we disarmed the pats in the regulator, we found that one ring p/n 210=055 on the balance spacer (p/n 205-020) was broken in two parts. One part of the O ring was squeezed alongside of the inlet valve chamber p/n 205-020. The failure that we found on the regulator will of course have an effect on the breathing performance for the diver.»

Recommendations from the report are being followed up, ref attached 3rd party report. 

• Follow up the supplier and evaluate safety flash for the industry lessons learned.
SubseaPartner will follow up the supplier and manufacturer to evaluate a safety flash for the industry lessons learned. The helmet was bought new for the project and this incident could be of interest for other parties within the global diving industry.  With reference to NORSOK U-100 Annex A, an additional report with further detailed information is attached, inclusive of 3rd party report.

Eni
Goliat
2. august
During venting of gas from shuttle tanker during offloading from Goliat FPSO, 3 divers/ totally 7 persons on board the LDC (Light Dive Craft) alongside Goliat FPSO were exposed to Hydrocarbon (HC) gas/ possible benzene. 1 diver was in the water when the HC gas arrived the LDC. During diving operation at Goliat, the crew on the Light Dive Craft (LDC) and the vessel Maersk Forza became aware of an acute smell of gas at 02:50 on 02.08.2017. Goliat FPSO CCR confirmed the presence of gas escaping from the shuttle tanker tank venting operation. The gas drifting from shuttle tanker towards Goliat FPSO is considered normal. The lack of wind in the area was the most likely cause that gas remained in the area and drifted from the tanker to the LDC/vessel area. The diving operation was stopped, and the LDC was recovered to the vessel. The crew members of the LDC experienced some nausea and light headache. The affected crew members were checked by the Medic on advice from SubseaPartner Diving Doctor.

The crew members were again checked after three hours. Only one crew member then reported of light headache. This last affected person was checked at the end of his shift. He went to bed and had no “symptoms” when he started his next shift. The check and frequency of the checks was according to SubseaPartner Diving Doctor recommendations. No affected persons had any symptoms the next day.

Measures: Both the vessel and the FPSO concluded that no diving operation will be performed during FPSO offloading operation as venting of their tanks is a standard operation. The operations procedure is updated by a management of change, MOC-015 SIMOPS Restrictions – No diving operations during tanker loading.

In addition, a portable gas detector was installed (gas detector borrowed from Goliat FPSO) in the LDC for all upcoming operations. SubseaPartner onshore management to perform an evaluation of Light Dive Craft operations procedure and Diving Manual in order to mitigate different SIMOPS during diving operations on offshore installations.

The incident shall be part of DeepOcean HSE familiarization for all relevant crew changes. The content of the incident will hence be included in the HSE familiarization that Offshore Manager presents for the entire crew on the transit to the field after each crew change. Eni Norge will follow up the outstanding actions from SubseaPartner. With reference to NORSOK U-100 Annex A, an additional report with further detailed information is attached.

Statoil
Heimdal A
4. august
Heimdal gjennomførte sin årlige test av nødavstengningssystemene på plattformen lørdag morgen, 04.08.17. Formålet med testen er å verifisere instrumenterte barrierefunksjoner i.h.t krav. I forbindelse med denne testen , som omfattet en full produksjonsstans og stenging av sjølinjeventiler (NAS 2.2.B) så oppdager vi at sjølinjeventilen mot kondensateksportlinjen til Brae, ESD 40017, ikke lukket. Manuelle ventiler ble lukket for å ivareta barrieren mot sjølinjen, samt at vi har varslet mottaker (BraeA) om å ikke åpne opp ventilen i sjølinjen på deres side, før vi har gjenopprettet ESDV ventilens funksjon. Heimdal vil ikke starte opp igjen produksjonen før ventilen er fult ut verifisert og dens ESD funksjon er re-testet og funnet å være iht. krav.

Listen er basert på varsler om uønskede hendelser til Petroleumstilsynet. Informasjonen er gjengitt uten endringer og er derfor selskapenes egne beskrivelser av hendelsene.

Forrige artikkelNå er Statoils miniplattform på plass i Nordsjøen
Neste artikkelTransocean kjøper hele Songa Offshore

LEGG IGJEN EN KOMMENTAR