Mars – desember 1994 Brønn 34/7-P-31 ferdigstilles som observasjonsbrønn

1. Mars – desember 1994 Brønn 34/7-P-31 ferdigstilles som observasjonsbrønn 03.05.1995 Det settes en 7 5/8" scab liner (overlappsforing) i 9 5/8” foringsrør Januar – april 1995 Sidesteget brønn 34/7-P-31 A bores Mai 1995 Brønn 34/7-P-31 A kompletteres Borestreng setter seg fast under sementering av 5 ½” liner Hensikten er å tette hull i 9 5/8” fôringsrør samt for å styrke integriteten på store deler av røret. Brønnen er opprinnelig komplettert som en produksjonsbrønn men brukes fra 1996 til WAG (vann/gass injektor) og fortrinnsvis som ren gassinjektor 26.11.1994 Trykktester 18 5/8" csg. sko, 78 bar (iht. Daglig borerapport) 40 bar (iht. Final Well Report) Påfølgende fiske- og utfresings operasjon medfører omfattende foringsrørslitasje på undersiden i 9 5/8” fôringsrør. Trykk tester 9 5/8” foringsrør med scab-liner til 255 bar. 14.12.1994 Trykktester 13 3/8" csg. sko, Leak off ved ekvivalent slamvekt på 1.69 s.g. (tilsvarer 186 bar). Under opprensking etter utfresing ble det spylt 2-3 hull (ref. USIT/CBL logg) i 9 5/8” foringsrør med høytrykk-vaskeverktøy (1561 mMD). Bunn på scab liner er 3071 m MD Topp: 493 m MD Planlegging av brønnoverhaling Gjennomføring av plan

2. Januar 2000-2002: NH har operatøransvaret etter Saga. 1.Januar 2003: Statoil overtar operatøransvar på Snorre Des 2003 Trykktesting av P-31A. Brønnen stenges inn etter trykktest. Juni 2001 ”Null hull”- kampanje Arbeid med undergrunns aktiviteter på Snorre organiseres i en multidisiplin RESU-enhet. Brønnen skulle testes til 255bar men svikter ved 194 bar. Trykket stabiliserer seg ved 94 bar. Det konkluderes med ”casing burst”, dvs. svikt i foringsrør. Lekkasjepunkt og videre årsak analyseres ikke. Det måles omfattende korrosjon i 5 ½” produksjonsrør og lekkasje mellom produksjonsrør og -ringrom. Det settes en 4” -straddle i nedre del av 5 ½” produksjonsrøret. Hensikten er å styrke integriteten. Reservoartrykket er 325 bar Med bakgrunn i trykktesten er brønnen ikke spesifisert for trykk høyere enn 94 bar.

3. Normalt: Manglende etterlevelse av prosedyrer avdekkes Nytt: Manglende etterlevelse av Prosedyrer blir ikke avdekket 1 Våren 2004: Beslutning om Recommendation to drill (RTD) / ”Slot Recovery” for 34/7-P-31A 2003 og Juni 2004: 2 Interne revisjoner mot Snorre RESU utføres i regi av Prosesseier B&B Prosjekt etableres for planlegging av arbeid med P-31A (Budsjett foreligger) Juni 2004 (17.6.04) Møte med gjennomgang av P-31 Siden september 2003 er det i tillegg rapportert 4 alvorlige hendelser på Snorre A Programingeniør samler historisk brønndata, inkl. bore-/brønnproblemer, trykkspesifikasjoner og brønnintegritet. Dette gjøres kjent i prosjektgruppen/ SNA RESU. Prosesseier B&B avdekker ikke gjennom revisjon i 2004 om prosedyrer etterleves Start på utarbeidelse av brønnprogram 1 Internrevisjon avdekker ikke mangelfull etterlevelse av styrende dokumentasjon

4. Normalt: Metodevalgmøte / Work Shop skal avholdes Nytt: Møtene avholdes ikke 2 1.10.2004 2. planleggingsmøte holdes. Opprinnelig plan endres 1.9.2004 1.detaljplanleggingsmøte holdes 31.8.04 Anbefaling fra Statoil brønnteknolog hovedkontor (HK) om å sementere eller sette mekanisk plugg over PBR for 5 ½” produksjonsrør. Reservoar avd. ønsker sementering av reservoarseksjonen. Hensikten med sementering er å unngå kommunikasjon mellom P-31A og nye P-31B 1.9.04 Primær plan var å ikke sementere brønnens reservoarseksjon. 2 7/8” HE3 plugg fungerer som barriereelement under trekking av produksjonsrør og scab-liner Reservoaravd. Foreslår trykksementering, vil tette perforeringer og fylle opp reservoarseksjonen i brønnen med sement. Problemer med å få relevant personell til å møte ”Boring og brønn” ser at dette kompliserer operasjonen Pga. mange skader og komplisert kompletteringsløsning oppfattes brønnen som kompleks Problemer med å få relevant personell til å møte 2 Milepæler i planleggingen er ikke gjennomført i henhold til styrende dokumenter

5. 01.11.04 Odfjell overtar borekontrakt fra Prosafe. 80% av personellet følger overdragelsen. 27.10.2004 Beslutning om trykksementering av reservoarsoner Forberedende møte for RTD (recommendation to drill)

6. Nytt: Beslutning om punktering av halerør. Åpner øvre del av brønnen til reservoar trykk. Sekundær brønnbarriere testes ikke. Normalt: HE 3 plugg og 2 7/8” halerør (tail pipe) beholdes mens produksjonsrør og scab-liner trekkes Nytt: Test fra des.2003 viser utilstrekkelig ytelse. Ytelse ikke kjent i deler av organisasjon. 3 Normalt: Kjent ytelse på brønnbarrierene i varetas. Normalt: Konsekvens av endringer i metodevalg belyses tilstrekkelig i hht. prosedyre Nytt: Konsekvens blir ikke vurdert ihht krav 4 5 2.11.2004 3. Planleggingsmøte holdes Nytt ”Metodevalg”: Beslutter å punktere 2 7/8” halerør for å kunne pumpe sement forbi HE3 plugg og inn i reservoarseksjon Halerør planlegges punktert i tidlig fase med påfølgende trekking av produksjonsrør og scab-liner. Det vurderes ikke om sekundærbarriere belastes over spesifikasjon Wireline-selskap ønsker at halerør punkteres i brine (saltvannsløsning), dvs. før utskiftning av denne kompletteringsvæsken til boreslam Det forventes et bedre resultat ved punktering i brine For å forenkle operasjonen vil de punktere halerøret før trekking av produksjonsrør og scab-liner; dette for å unngå problemer med å få verktøy gjennom rør med forskjellige dimensjoner 9 av 12 deltakere aksepterte deltakelse på dette møtet 5 Mangelfull erfaringsoverføring i fm. brønnintegritet 3 Planlegging med mangelfulle brønnbarrierer 4 Konsekvens av endring i planleggingen ikke tilstrekkelig analysert

7. Nytt: Trekking av scab-liner uten vurdering av samlet risiko Normalt: Barrierestatus vurderes enkeltvis og samlet Normalt: Konsekvens- vurdering av ny barrierestatus Nytt: Planlegger med blokkering av BOP uten videre kompenserende tiltak. 7 Nytt: Endret barrierestatus vurderes ikke mhp kutting av scab-liner Normalt: BOP gir mulighet til å tette rundt, holde og kutte rørstrenger 6 8 2.11.2004 Hull i 9 5/8” foringsrør diskuteres i fht. kutting av scab-liner og punktert halerør Planlegger å trekke Scab-liner gjennom BOP Planlegger med trekking av overlappsforing (scab liner) Med grunnlag i 3. planl. møte foreligger det 4-5.11.2004 utkast til slot rec.program Minimal klaring mellom 7 5/8” scab-liner og 9 5/8” foringsrør kan gi swabbe effekt Flere BOP funksjoner blokkeres 2.11.04 Endelig beslutning om punktering av halerøret. Åpner brønnen til reservoar trykk. Ukurant 7 5/8” dimensjon hindrer holding og kutting Blanding av brine bak scab-liner og oljebasert mud kan føre til geleaktig masse, ”gelling”. Dette har Snorre A erfaring med bl.a. fra brønn P-02 Forverring i barrieresituasjon. Planlegger med 1 barriere (Borevæske). Sekundærbarriere (13 3/8 foringsrør med sko) under spesifikasjon ved eksponering til reservoartrykk i en brønnkontrollsituasjon Risiko for tap av både primærbarriere og sekundærbarriere vurderes ikke samlet. 6 Planlegging med kutting av scab-liner gir mangelfull brønnbarrierestatus 7 Planlegging av trekking av scab-liner overser endring i risiko 8: Planlegging uten kompenserende tiltak Manglende vurdering av totalrisiko

8. Nytt: Kvalitetssikring mangler: Ledelsen involverer seg ikke i gjennomføringav kollegagjennomgang Normalt: RESU leder er ansvarlig for innkalling til Peer assist møte ved arbeid på komplekse brønner. 9 12.11.2004 Planlagt risikogjennomgang utsettes 1 uke 11.11.2004 4. og siste planleggings møte holdes WR0442 krever innkalling og gjennomføring av Peer Assist med risikovurdering ved arbeid med ny og ukjent oppgave, kompleks brønn, med div.skader) Program foreligger til godkjenning Planlagt risikogjennomgang kanselleres 19.11.04 9 Manglende involvering /engasjement fra ledelsen Mangelfull planlegging

9. Normalt: Mangler ved planens dokumentasjon og mangelfull barrierestatus avdekkes under kontroll, verifisering og godkjenning av brønnprogram. Nytt: Brønnprogram godkjennes med mangler. 10 Normalt: Signaturside i program i samsvar med styrende dok. Nytt: Prosedyre WR0442 stiller krav om kontroll verifisering og godkjenning, og er ikke i samsvar med signaturside 11 15-16.11.04 Slot recovery program verifiseres av LBI (ledende bore & brønn ingeniør) 16.11.2004 Slot recovery progam godkjennes av RESU leder SNA 15.11.2004 Slot recovery program anbefales av boreoperasjonsleder Ledende Bore- og brønningeniør verifisererslot recovery program uten å avdekke brønnbarrieresvikt og mangel på etterlevelse av prosedyrer Boreoperasjons- leder anbefaler slot recovery program uten å avdekke brønnbarriere- svikt og mangel på etterlevelse av prosedyrer RESU leder SNA godkjennerslisse- gjenvinningsprogrammet på grunnlag av signatur fra LBI og boreoperasjonsleder jf utsagn i intervju I følge WR 0442 skal boreoperasjonsleder verifisere programmet I følge WR0442 skal LBI kontrollere programmet I følge WD 0609 (Beste praksis dokument) skal boreoperasjonsleder anbefale programmet Ikke samsvar mellom programmets og prosedyrenes bruk av begreper. Prosedyren mangler beskrivelse av krav til: kontroll, verifikasjon etc.. 10 Mangelfulle godkjenningsrutiner 11: Avvik fra prosedyre: Signaturside ikke i henhold til styrende dokumentasjon

10. Normalt: Totalrisiko gjennomgang Nytt: Ingen risiko- gjennomgang 12 19.11.2004 Oppstart for slissegjen-vinning P-31A 19.11.2004 Planlagt Risiko gjennomgang kanselleres 16.11.2004 Utreisemøte for bore- ledelse dag. 16.11.2004 Rig skiddes til P-31 A Dette er et infomøte. Programmet presenteres ved hjelp av en powerpoint-presentasjon Operasjon på brønn P-32 avsluttes tidligere enn planlagt 19.11.04 (KL 08:30 – 09:15) BOP installeres Presentasjonsformen innbyr ikke til kommentarer og tilbakemelding Tidlig avslutning av operasjon på brønn P-32 kan ha ført til hastverk Tilstede: Bore operasjonsleder, programingeniør, boreleder dag boreoperasjonssjef, boresjef dag, borer og assisterende borer. 12: Manglende risikoanalyse for hele brønnprogrammet.

11. Nytt: Ingen gjennomgang av tidligere hendelser Normalt: Krav om gransking av gjentakende hendelser 13 21.11.2004 Kl. 02:48 Hendelse RUH 28 3229 Utilsiktet utstrømning av gass/diesel Hendelsen klassifiseres som rød av plattformledelsen. Ledelsen på land utfordrer klassifiseringen av hendelsen, og den nedgraderes til gul. Gransking gjennomføres likevel som for rød hendelse. Statoils granskings- rapport klassifiserer igjen til rød. Siden september 2003 er det i tillegg rapportert 4 alvorlige hendelser på Snorre A Statoils har bonus ordning for linjeledelsen som bl a. påvirkes av antall alvorige hendelser Ptil varsles i hht rutine Når rapporten ferdigstilles 30.11.2004 innholder den flere tilsvarende barrierebrudd som etter denne gassutblåsningen 28.11..2004 13: Manglende erfaringsoverføring etter tidligere hendelser og tilløp Prosedyre ikke fulgt Forbedringspunkt: Land ledelsens utfordring på klassifisering av hendelser, kan gi uheldige utslag.

12. Nytt: Ingen saksb. i hht prosedyre for dispensasjon/avvik Normalt: Avviks- behandling i linjen Nytt: Kun en.testet brønn- barriere Normalt: Minst to uavhengige testede brønn- barrierer 16 14 Nytt: Operasjonen stoppes ikke som følge av mangelfull barrierestatus Normalt: Offshore personell kan stoppe operasjoner Nytt: Uklar prosedyrer WR 436 kap 4.1.1 Normalt: Klar prosedyrer 15 17 21.11.2004 19:30 Bullheading med oljebasert mud (OBM) 1.47s.g. med maks.100 bar pumpetrykk. 23.-24.11.2004 Kutter og trekker produksjonsrør 21.11.2004 19:00 Punkterer 2 7/8” halerør 23.11.2004 E-post boreleder natt til programingeniør med kopi boreoperasjonsleder Utførelse i hht program. Åpner for reservoartrykk/kontakt med hydrokarbonførende lag. Boreleder natt etterspør i e-post om det kreves unntak for uttrekking av 7 5/8” scab-liner uten BOP rams (kutte /holde funksjon) Svar i e-post av 23.11 fra programing til boreleder: ”Slik jeg tolker det slipper vi dette (unntakssøknad) så lenge vi trekker en liner som ikke er ute i åpent hull.” Han henviser til prosedyre WR 0436 kap 4.1.1 Foringsrør er ikke spesifisert for trykk høyere enn 94 bar. Aktiviteten med kjøring av liner ut av brønn og med åpning til hydrokarbonførende lag, dette er en situasjon som krever en grundigere behandling. I intervjuene sier de involverte ingeniører at barrieresituasjonen i operasjonen ble oppfattet som om det var en boreoperasjon i åpent hull Ingen aksjon fra boreoperasjonsleder som er kopiert på e-post, Det er tidligere gitt midlertidig unntak. (aug. 2004) Ref. synergi nr 36064 som gjaldt kjøring av liner inn i brønn P26 16 Avvik håndteres ikke i henhold til styrende dokument Manglende forståelse for rutiner og prosedyrer 17 Mangelfull/uklar prosedyre 14: Brudd på krav til brønnbarrierer 15: Potensiell risiko ikke vurdert av utførende personell

13. 24.11.2004 Møte mellom programingeniør og fungerende fagansvarlig for sementering fra HK ( p.t. ledende brønningeniør TO RESU- org.) 24.11.2004 En del operasjonelle problemer under trekking av produksjonsrør 24.11.2004 Utreisemøte for boreledelse natt. I dette møtet justeres planen. En velger å punktere hull (på 502m) før man kutter og trekker. Hensikten var å utjevne for ev. gass og trykk bak scab-liner Tilstede: Boreoperasjonsleder programingeniør, boreleder natt, operasjonssjef, borer og assisterende borer natt. Produksjonsrør ikke fullstendig kuttet, trekkes med 4”straddle innvendig Statoil Boreleder natt og Odfjell boresjef natt er på sin første tur på SNA Møtet ble gjennomført etter godkjenning av programmet, pga. at det var vanskelig å få HK til å delta

14. Nytt: HAZOP 2 mangler godkjenning Normalt: HAZOP godkjennes av RESU-leder Normalt: Innvendinger vedrørende barrierstatus/ risiko- vurderinger Nytt: Ingen innvendinger framkommer 18 Normalt: Resultat av HAZOP gjøres kjent for personal offshore Nytt: HAZOPer ikke kjent offshore 20 26.11.2004 01:30 – 17:30 Kjører inn med WL, installerer shooting nipple. Får problemer ved trykktesting av BOP og må skifte deler av nederste rørventil . 19 25.11.2004 Møte mellom programingeniør og brønnteknolog fra brønnkontroll gruppen i HK 25.11.2004 Skrur løs del av produksjonsrør med straddle og dropper dette ned i brønnen 25.11.2004 To HAZOPer produseres på land HAZOP 1: Drop av produksjonsrør m/ straddle HAZOP 2: Punktering og kutt/ trekk av scab-liner Diskusjon / verifikasjon av endring foreslått 24.11.04. (Punktering før kutting og trekking av scab-liner) Detaljplan for dette utarbeides offshore Offshorepersonell er ikke involvert i gjennomføring av HAZOP Årsak til manglende godkjenning på HAZOP 2 er ikke kjent HAZOP 1 og 2 er ikke dekkende for en totalvurdering av operasjonen 18: Prosedyrer ikke fulgt/godkjenning av risikoanalyse (HAZOP) mangler 19: Mangelfull overlevering/kommunikasjon 20: Potensiell risiko og konsekvens av endring ikke korrekt vurdert.

15. Nytt: Neglisjerer risiko ved å ta risikomoment ut av detaljplan Normalt: Risiko framgår av plan 21 Nytt: Sekundær- barriere ikke i forhold til forventet trykk i en brønnkontroll- situasjon Normalt: Sekundær barrierer i forhold til forventet trykk 22 26.11.04 Endret detaljplan offshore. 27.11.2004 00:30 –22:45 Punktering, kutting og trekking scab-liner 27.11.2004 21:15 – 22:45 Swabber ca. 2 m3 i 2. og 3. stand. Risiko i fm å ta scab-liner gjennom BOP fjernes fra detaljplan som er utarbeidet av boreleder og boresjef. Observerer stabil brønn før trekking Trekker scab-liner sakte og observerer jevnlig. Endringer besluttet 24.11.04 Utføres Dette er et resultat av mangelfull involvering av relevant personell etter henvendelse i e-post den 23.11.04 Åpning til hull i 9 5/8” foringsrør Boreoperasjonsleder er kopiert på e-post men involverer seg ikke i avgjørelsen 21: Avgjørelse på sviktende grunnlag Potensiell risiko ikke vurdert 22: Mangelfulle brønnbarrierer Barrierestatus ikke kjent

16. Normalt: Boreentrepenør følger interne regler om beste praksis Nytt: Boreentrepenør har ikke tilgjengelig kill stand/overgangs- sub 23 Nytt: Ingen risikovurdering og spesifikk prosedyre med kompenserende tiltak Normalt: Statoil utfører risikoanalyser, etablerer kompenserende tiltak, og spesifikke prosedyrer 28.11.2004 24 00:00 – 02:15 Trekker ca. en single (ett borerør) fortsetter å swabbe. Stopper opp og diskuterer situasjonen. 05:00 Går med toppen av scab-lineren gjennom BOP Fortsetter å trekke scab-liner. Må bruke overpull. Behov for overpull kan indikere økt swabbing Prøver å få sirkulasjon gjennom scab-liner og ring- rommet. Observerer at brønnen tar slam, OK Flowchecker brønnen før de skal skal trekke scab-lineren gjennom BOP Ikke mulig å kutte /holde scab-liner med BOP rams 23: Mangelfull forberedelse av brønnkontrollutstyr 24: Mangelfulle brønnbarrierer (kompenserende tiltak ikke etablert)

17. Normalt: Ny gjennomgang av barrierer/gjenvinning av kontroll etter tap av primærbarriere Nytt: Problemene fører ikke til stans, operasjon fortsetter Normalt: Drivrørventil tilgjengelig Nytt: Drivrørventil ventil ikke tilgjengelig 25 26 08:00 – 09:45 Fortsetter å trekke scab-liner 2,6 m3 swabbing. 10:30 - 12:30 Sirkulerer og taper til sammen ca. 31 m3 mud. Flowchecker, fortsetter å tape mud. Observerer stabil brønn etter 1.5 timer 15:00 – 15:30 Fortsetter å trekke scab-liner, 1.35 m3 swabbing 15:30 – 20:00 Observerer innstrømning og stenger ringrom- sikringsventil på BOP 07:00 – 07:15 Handover fra natt til dagskift Drivrørventil (kelly cock) ventil sperret av skjørt på tårnboremaskin Åpner for å pumpe slam/ kompensere for tap. Totalt tap 25 m3 mud Minimal klaring mellom 7 5/8” scab-liner og 9 5/8” foringsrør gir større swabbe effekt Observerer brønn og taper ytterligere 13 m3 mud Svekkelse av primærbarrieren under operasjon Blanding av brine og mud førte til geleaktig masse ”gelling”, dette har Snorre A erfaring med bl.a. fra P02 18:00 Stenger på ny ringromsikringsventil på BOP Utførende ledd Har problemer med å tolke brønnen Observerer kraftig trykkøkning fra 14 til ca. 130 bar. 25 Potensiell risiko ikke vurdert Mangelfull kontroll med barrieresituasjonen Mangelfull erfaringsoverføring etter tidligere ”gelling” 26 Brønnkontrollutstyr (drivrørventil) var ikke tilgjengelig

18. 19:30 Pga brønnsituasjonen iverksettes manuell PAS og generell alarm med mønstring av personell ombord (POB) = 216 personer ca kl 19:00 Tilgjengelig OBM ca 250m3 i ferd med å blande 40 m3 i tillegg 19:14 Gass i vann i Vigdis kompressorene. i W11. 19:35-21:20 Gass på innretningen. Lekkasje i hydraulikkslange til ringrom- sikringsventil. Antar at dette er pga innvendig lekkasje i Vigdis kompressor. . Prosessanlegget stenges ned 19:35 Gass i W38-1 (Boretårn øvre mezzanindekk) 20-60%LEL 19:42 -20:00 På samme sted ble det målt over 60 % LEL Hovedkraft og vanninjeksjon fortsetter SKR operatør blokkerer derfor gassdetektorene for å hindre utfall av hovedkraft Helikopter og beredskaps- båter varsles Ptil varsles av vakt i Statoil ca 19:15 blir bedt om å ta kontakt med innretninger for mer info 20:38-20:45 gass i W38-1 20-60%LEL Stoppet Tordis og Vigdis produksjon Etter reparasjon av hydraulikkslange ble trykket øket til 1500 psi og gasslekkasjen stanset Varsling til HRS 19:40 og til vaktsentral Forus 19:38 21:20-21:33 Gass i F11 og P17/P18 under fakkel i 7. og 8. etg. 20-60%LEL To telefoner fra Ptil til innretningen Ptil og HSR har problemer med å få kontakt med 2.linje Sandsli Forbedringspunkt: Rutiner hos beredskapsvakt i Statoil bør vurderes i fm at beredskapsvakt i Ptil blir bedt om å ta direkte kontakte med innretningen for ytterligere info. Arsak til problemer ifm kommunikasjon bør klargjøres Rutiner i Ptil i fm at telefonkontakt nr.2 bør vurderes

19. Normalt: Tidspunkt for aksjoner og tiltak registreres Nytt: Mangelfull registrering av tider 27 Normalt: POB etter 25 minutter Nytt: POB etter 72 minutter 28 Kl 20:34 Det planlegges delvis evakuering av personell til Snorre B og Stena Don med 2 helikopter 20:58-22:05 141 personer. evakueres POB reduseres til 75 personer 19:43 Brønn- dreping pågår. Kl 20:42 Har oversikt over POB Boreteknisk personell var opptatt med brønndreping/ stans av gasslekkasje i boretårn/øvre mezzanindekk Evakuering med helikopter vurderes av PLS/Piloter som sikkert pga helikopterdekkets plassering/vind- retning i forhold til gass på sjøen Kan ikke montere kill stand, eneste mulige tiltak er bullheading Værdata 19:00-21:00: Bølge 2,1-3.4m Vind N 11-15 kn Sikt god (10nm) Temp luft 7oC Temp i sjø 6o C 20:00-21-00 Trykk synker i borestreng/ringrom fra 130/80 bar til 10/4 bar Avlysning av planlagt øvelse kan ha ført til misforståelse med påfølgende sen mønstring Snorre A -ROV mannskap er blant de evakuerte Bell 214 fra Statfjord B og Super Puma fra Oseberg ble brukt til evakuering Beredskaps- personell er igjen i livbåt 1. i livbåt 1 plages personell noe av støy fra brann- pumpene 27 Mangelfull beredskap: Sen POB 28 Mangelfull loggføring

20. Ca kl 21:20 Gass observeres under innretningen (koking i sjøen) Manuell NAS 2 iverksettes Hovedkraft stopper og nødkraft starter (mm) som følge av NAS 2 Ventilasjon/ overtrykk/undertrykk stanset. To brannpumper og nødkraft startes automatisk 21:15 Manuell stopp vanninjeksjon Indikasjon på svikt av sekundærbarrieren i brønnen og bekreftelse på undergrunnsutblåsning med påfølgende svikt i overliggende bergartslag 21:27 Røykdeteksjon i ROV konteiner Deteksjonen kommer som følge av at hovedkraften var nede 21:27 3 ulike fellesalarmer fra 3 brannpumper Det vurderes for 1. gang full evakuering 21:28 Lavt brannvannstrykk ringledning Sør, Øst og Nord. I etterkant konstateres det at årsaken er gass i brann- vannsinntaket Forbedringsområde: Deteksjon i ROV kontainer bør angi korrekt årsak

21. ca 21:00 Skjørter rundt tårnbore-maskin er demontert. Drivrørventil stenges Beredskaps- organisasjon ombord er oppmerksom på stabilitets- problematikk. 21:25 Boremodul drives nå av nødkraft Konsekvens av redusert krafttilførsel: Operasjon vanskeliggjøres bl.a heisespill, rotasjon og mudpumpekraft redusert til 1/6-del. Dermed hindres effektivt brønnkontrollarbeid.. Strekk i stagene følges fra SKR det ble ikke observert endringer i løpet av hendelsen Full sementering vurderes men utelukkes pga at luftinntaket for sementerings- pumpene er under innretningen Luftinntaket til sementpumpene snus slik at dette er klart til senere bruk

22. 21:48 Evakueringen stoppes, for å sjekke om det er fare for gass 22:05 på helidekk Manuell trykkavlastning (fakling) 22:10 Kill stand monteres 22:44 Vurderer oppstart av hovedstrøm 21:50 Trykkavlastning Vigdis • Reduser • kraft med nødstrøm • og derfor problemer med: • boreoperasjoner • ventilasjon/overoppheting • -overtrykk 1.fase av evakuering avsluttet 141 personer evakuert 22:07 Trykkavlastning gasseksport SFA 22:10 Trykkavlastning gasseksport. riser Siste gassdeteksjon på innretningen var 21:33 og ble lagt til grunn for at en igjen kunne ta opp hovedkraft 22:17 Manuell trykkavlastning Snorre A 22:00 Trykkavlastning for deler av gasseksport SNB Pga feil på havbunnsventil ved SNB lot man gassen stå i røret 22:46 Normand Mjølne med ROV ombord er i området. Inspeksjon av brønnrammen kan ikke utføres pga for kort ”navlestreng” med gass i sjøen /rundt innretningen

23. 29.11.2004 00:15 Scab-liner på borerør strippes (trykkes) inn i brønnen. BOP-rørventil stenges. 00:17 Statoil ber om utvidet sikkerhetssone Radius = 2000m Høyde = 3000 fot ca 22:50 Personell (beredskapslag) i livbåt 1 flyttes, til livbåt 4 (N/W) 23:57 Hovedkraft i utvalgte områder er i ferd med å komme opp Mye gass i sjøen under livbåt 1 (S/W) Luftinntak LQ snus til taket over LQ Vinden dreier fra :N til: SSW det er vindstille rundt midnatt Beredskapsprsonell har har vært mønstret til livbåt fra kl 19:30. (3,5t) Presonell dimmiteres i perioden for slik at de kan hente varmetepper etc. PLS ønsker å ha helikopter klarfor ev. hurtig evakuering i fm. oppstart av hovedkraft God info til livbåtene på PA- anlegg. Mindre støy i livbåt 4. Dette er 2. gang det vurderes full evakuering

24. 01:25 - 01:30 75 ombord. PLS evakuerer 40 av disse 02:08 Flyvernes flytid begynner å gå ut Dette gjelder de helikopter som brukes til shuttling av evakuert personell mellom innretning 02:00 181 evakuert 35 igjen ombord. Innsatslag evakueres etter 6timer i livbåt. Bell 214 fra Statfjord B og Super Puma fra Oseberg ble igjen brukt til evakuering Forskjellig tellemåte (hoder versus navn) ombord i forhold til 2.linje Sandsli gjør at Sandsli opererer med 36 personer om bord Sea King sto i beredskap for evakuering i tillegg til de to som var i bruk Forbedringspunkt: 1:Statoil bør se på kriteriene for å beholde beredskapslagene ombord i tilsvarende situasjonerI lys av ny policy om å ikke eksponere personell for unødvendig fare Forbedringspunkt: Forbedret system for registrering av POB, bør vurderes

25. 04:00-09:15 Blander opp vannbasert mud (WBM) med egenvekt 1.8 03:03 Trykket stiger til 120 bar på ringrom- siden. 02:30-04:00 Blander 80m3 ny OBM 04:00-05:30 Bullheader 80m3 nyblandet OBM ca kl 02:00 - 04:00 Tomt for opprinnelig blandet OBM 05:30 På nytt tomt for OBM Mellom 05:30 og 09:00 observeres brønnen. Ingen kvalifiserte brønnbarrierer Blandingstid på 2 timer for OBM var svært kort, vanligvis 8 til 12 timer. Kvaliteten av slamsystemet kan ha vært mangelfull Får ikke ny mud om bord, fartøy kan ikke losse pga gass rundt innretningen

26. 06:11 35 bar i borestreng/ 40 bar i ringrom 06:00-09:15 Blander opp vannbasert mud (WBM) med egenvekt 1.8 Fakkel slukket kl. 03:15 Hensikt men fakkelanlegget er å fjerne gass fra prosesssanlegget. Snorre A er bygget for varm fakling og har en pilotflamme som brenner konstant. Klar for sementeringsom er siste utvei Det planlegges for et siste støt med maksimal mulig rate på bullheading med WBM for ca kl 09:00. Luftinntaket til sementeringspumpene er snudd Snorre A har Nitrogen ombord. men dette er ikke beregnet for slukking og kjøling av fakkel Værdata kl 03:30 Vinden har dreiet til SSW og øket til 17-19 kn

27. 10:22 0 bar på ringromsiden og i borestreng 08:20 Planlegger med forhøyet helikopter beredskap når mud-pumping skal starte. 10:25 PLS melder om kontroll Ca 09:00 Starter bullheading med 160m3 WBM Tomt for WBM For 3. gang er Snorre A klar for full evakuering Beredskap reduseres

28. Etter hendelsen: Oppdager problemer med livbåt 1.”luft” og 4.”lading” Normalisering/ ivaretakelse av personell Normalisering av brønnsituasjonen En egen gruppe i Petroleumstilsynet har fulgt prosessen rundt normalisering Personell evakueres videre fra Stena Don og Snorre B til nærliggende innretinger i løpet av natten og påfølgene morgen Årsak til at Livbåt 1 ikke startet under test er antatt å være luft i drivstoffsystemet Oppstart av produkjon på Vigdis og Snorre UPA, og senere produkjon, bore og brønn aktivitet på Snorre A har fått en tett oppfølging av den samme gruppen Ivaretakelse av personell synes å være tilfredstillende Årsak til at Livbåt 4 ikke startet under test var at ladekabel ble fjernet ved ombordstigning. Livbåten startet når vender ble satt til reservebatteri Senere gjennomføring av organisert debriefing har blitt positivt mottatt Kontraktører uten eget opplegg deltok på Statoils debrief Forbedringspunkt: Prosedyrer for klargjøring av livbåter bør revideres