Granskingsrapport Utdrag

Granskingsrapport Utdrag Gransking av brønnspark i brønn 2/8-A08B Valhall DP i desember 2003 Innhold 1 INNLEDNING...2 1.1 PTILS OPPFØLGING AV BRØNNKONTROLLSITUASJONEN...2 1.2 MENNESKE, TEKNOLOGI OG ORGANISASJONS ANALYSE (MTO DIAGRAM)...3 2 HOVEDINNTRYKK...3 3 HENDELSESFORLØP...3 3.1 FAKTISKE OG POTENSIELLE KONSEKVENSER...4 4 GJENNOMGANG AV DOKUMENTASJON...5 5 DIREKTE OG BAKENFORLIGGENDE ÅRSAKER TIL HENDELSEN...5 5.1 DIREKTE ÅRSAKER...5 5.1.1 Harde formasjoner...5 5.1.2 Slamtap...6 5.1.3 Sirkulasjon og tripping inn/ut...6 5.1.4 Gunk...6 5.2 BAKENFORLIGGENDE ÅRSAKER TIL HENDELSEN...7 5.2.1 Brønndesign...7 5.2.2 Sirkulere med åpen brønn...7 5.2.3 Mangelfull kontroll...8 5.2.4 Gunk plug i kontakt med vann i borestrengen...8 5.2.5 Manglende kvalitetssikring ifm perforeringsutstyr...9 5.3 ANDRE OBSERVASJONER...9 5.3.1 Daglig borerapporering (CDRS)...9 5.3.2 Bullheading av sjøvann i ringrom...9 6 DISKUSJON AV USIKKERHETER I FORBINDELSE MED GRANSKINGEN...10 6.1 PROSEDYRE FOR GEL GUNK SOM TILTAK MOT SIRKULASJONSTAP...10 6.2 PERMEABLE HARDE FORMASJONER OG FRI GASS...10 6.3 LEKKASJE I PORT COLLAR ( TAM-COLLAR )...10

2 1 INNLEDNING 10.12.2003 fikk BP et brønnspark (Kick) i brønn A08B på Valhall DP ifm boring av en 60 meter dyp del av brønnens 9 5/8 seksjon. Etter gjenoppretting av brønnkontroll, fikk man en ny brønnkontrollsituasjon i samme brønn 17.12.2003. Etter en periode med forverring av situasjonen og trykkoppbygging i brønnen og ringrommet, klarer man etter hvert å gjenopprette brønnkontroll i løpet av desember 2003. Deretter ble brønnbanen (A08B) plugget og klargjort for nytt sidesteg / ny brønnbane (A08C). 1.1 Ptils oppfølging av brønnkontrollsituasjonen Petroleumstilsynet (Ptil) ble varslet av BP 10.12.2003 ifm første brønnspark. BP informerte da at situasjonen var under kontroll og at etablerte rutiner for å gjenopprette brønnkontroll var iverksatt. BP anså forholdet som under kontroll og iht gjeldende krav i regelverket. Ptil mottok et nytt varsel om brønnkontrollsituasjon i samme brønn den 17.12.2003. Situasjonen var forverret med nytt tap av brønnkontroll, trykkoppbygging i ringrom og etter hvert plugging av borestreng. Ptil avtalte møte hos BP 17.12.2003 for gjennomgang av status og tiltaksplan. Deretter ble det avtalt fast telefonmøte for statusinformasjon 2 ganger daglig. Denne oppfølging av status ble avsluttet 21.12.2003. I etterkant av møtet med BP ble det gitt informasjon om hendelsen til Ptils ledelse og 18.12.2003 til Arbeids- og Administrasjonsdepartementet. Ptil varslet muntlig at man ville følge opp hendelsen ved gransking så snart brønnkontroll var gjenopprettet. Det ble fulgt opp med varsel om tilsyn i form av møte hos BP 23.1.2004 og brev til BP datert 28.1.2004. I varselet informerte Ptil om at det var aktuelt å benytte bistand fra ekstern konsulent, Rock-Well Consultants, ifm granskingen. Dette gjaldt spesielt ift designmessige vurderinger. Granskingen ble utført som gjennomgang av BPs dokumentasjon og hendelsesrapporter, brønnplanleggingsdokumenter og designkrav/rutiner for Valhall brønner. I tillegg ble det avholdt møter mellom Ptil og BP, Ptil og Rock-Well Consultants og direkte møter mellom Rock-Well Consultants og BP. Granskingen ble gjennomført uten intervju av involvert offshorepersonell. Hensikten med granskingen var dessuten å verifisere at etablert granskingsmetodikk i Ptil kan benyttes ifm brønnkontrollhendelser. Fra Ptil deltok: Stein A Tonning, boring og brønn, oppgaveleder Hilde B Haga, boring og brønn Hilde H Løken, boring og brønn Gunnar H Leistad, boring og brønn Claas van der Zwaag, boring og brønn Fra Rock-Well Consultants deltok: Professor Bernt S Aadnøy Dokumenter som er benyttet i forbindelse med granskingen er opplistet i kapittel 7. BP etablerte egen granskingsgruppe. Utkast til rapport fra denne ble overlevert i møte hos BP 19.2.2004. En oppdatert utgave av BPs granskingsrapport ble overlevert til Ptil 22.3.2004. Vi vil takke de involverte i BP, som har vist oss stor imøtekommenhet i forbindelse med granskingen.

3 1.2 Menneske, teknologi og organisasjons analyse (MTO diagram) Et MTO diagram er utarbeidet til hjelp ved analysen av hendelsen. Se kapittel 9. 2 HOVEDINNTRYKK Granskingen indikerer at det er flere direkte årsaker til hendelsen og at den forverret karakter før man gjenopprettet brønnkontroll. De direkte årsakene til hendelsen/forverring av hendelsen er: 1. Boring i permeable harde formasjoner i område forventet å være trykkavlastet 2. Tap av slam til formasjonen med større volum enn erfart i andre Valhall brønner 3. Forverring av situasjonen ifm ut/innkjøring av borestreng samt sirkulering av brønn uten at BOP stenges 4. Plugging av borestreng med gunk Disse er nærmere beskrevet i kapittel 5.1 Granskingen viser at bakenforliggende årsaker til brønnsparket er flere og sammensatte og kan ikke kobles mot et felles forhold/system. Dette gjelder bl.a.: Ikke tilstrekkelig dokumentert brønndesign og ikke tatt høyde for mulige problemer trykk klassifisering av 13 3/8 foringsrør (casing) Sirkulasjon borevæske for brønnkontroll med åpen brønn i lang periode uten at BOP ble stengt Uklart mandat, ansvar og kommunikasjon mellom land og offshore Utilstrekkelig bemanning i starten av brønnkontrollhendelsen Mangelfull forståelse for risiko ifm permeable harde formasjoner med fri gass, Kontakt mellom vann og materiale for tapt sirkulasjon gunk i borestrengen Avvik fra interne BP rutiner Manglende kvalitetssikring ifm bruk av perforeringsutstyr Mangelfull oversikt over hvor influks i brønnen kom fra Disse er nærmere beskrevet i kapittel 5.2 Dessuten ble det ifm hendelsen og dokumentgjennomgangen avdekket at rapportering til Ptil via CDRS manglet i sin helhet enkelte dager under hendelsen. 3 HENDELSESFORLØP Beskrivelsen av hendelsesforløpet er basert på informasjon og status gitt via daglig borerapport i DDRS, BPs statusrapportering til Ptil under brønnsparket, BPs daglige bore- og operasjonslogg, møter med enkelte og BPs granskingsrapport. Vi har i vår rapport valgt å dele inn granskingen i 2 faser, der fase 1 er planleggingsfasen og fase 2 er operasjonsfasen/hendelsen. Da brønnkontrollhendelsen hadde en varighet over flere uker, vises det til skisse med enkelte hovedmilepæler for generell oversikt, ref kapittel 9 Brønndesign iht BPs etablerte prosedyrer ble startet i juli 2003 etter godkjenning av brønnen i april 2003. I denne fasen var det gjennomført risikovurderinger basert på erfaringer fra 2 nærliggende brønner og diverse kommunikasjonsmøter mellom boreteamet og nedihulls teamet. Med basis i

4 tidligere erfarte tap av boreslam ifm utboring av reservoarsonen utarbeides det detaljprogram for den enkelte brønnseksjon. Boring av brønn 2/7- A08B starter i oktober 2003. Det gjennomføres sanntidsoppfølging av brønnen fra land. 9 5/8 liner bores inn i topp av reservoaret iht boreprogrammet og sementeres i to steg. 9.12.2003 får man totalt tap av boreslam ifm boring 62 meter under det sementerte foringsrøret. Mannskapet etterfyller med boreslam, baseolje og deretter sjøvann pga det store tapsvolumet. Man oppnår brønnkontroll 10.12.2003. Borestrengen ble trukket ut for å legge ut den radioaktive kilden. Ifm innkjøring av borestreng i hullet igjen, får man på nytt slamtap. Situasjonen forverrer seg og bruk av tradisjonell væskeblanding for kontroll av slamtap pumpes uten å gi forventet virkning. Brønntrykk stiger kontinuerlig med ustabil retur av boreslam, væske og gass fra brønnen samtidig som man avleser høye gassnivå i retur linene. 13.1.2003 etablerer BP et well incident response team som beslutter å pumpe gunk for å plugge den åpne hullseksjonen. 15.12.2003 pumpes det gunk som resulterer i at borestrengen plugges og tap av mulighet for å sirkulere inn nytt boreslam via borestrengen. Trykket i ringrommet stiger kontinuerlig og man må redusere dette ved å blø av trykk og pumpe inn slam og væske på ringromsiden. 16.12.2003 får man en plutselig trykkoppbygging til 1300 psi på ringromsiden. 18.12.2003 velger man å foreta en wireline operasjon inne i borestrengen for å kontrollere på hvilket nivå plugging av borestrengen med gunk er. Da man forsøker å skyte hull i borestrengen skjer det en feil i utstyret som umuliggjør perforering av denne. Det blir foretatt tekniske beregninger av foringsrøret (13 3/8 casing) for å sjekke om økt ringromstrykk kan benyttes for å øke operasjonsrommet ifm brønnkontrollaktiviteten. Man har gjennom tidligere års operasjon nedgradert dette foringrøret til maks 1500 psi trykk. Man beregner at 2000 psi vil kunne være teknisk OK inkludert sikkerhetsfaktorer. 19.12.2003 lykkes man å skyte hull (perforere) borestrengen på 2700 meters dyp slik at man gjenetablerer mulighet for sirkulasjon og brønnkontroll vha pumping av boreslam gjennom borestrengen. For å redusere risiko med trykkøkning av ringrommet velger BP å trykke opp ringrommet utenfor 13 3/8 foringsrør med 500 psi. 20.12.2003 starter man med brønnkontrolloperasjon iht BPs normale brønnkontrollprosedyre og man har brønnkontroll og statisk balanse i brønnen igjen den 21.12.2003. BP velger å foreta en pluggeoperasjon av brønnen og bore en ny brønnbane kalt 2/8-A08C, som starter i januar 2004. Varsling til Ptil var i henhold til frister gitt i regelverket, mens det er avdekket mangelfull daglig borerapportering i CDRS til Ptil i deler av den aktuelle perioden med pågående brønnkontroll problemer. 3.1 Faktiske og potensielle konsekvenser Faktisk konsekvens: Ukontrollert store tap av borevæske medførte brønnkontrollsituasjon og brønnspark. Potensiell konsekvens: Tap av brønnkontroll og deretter plugging av borestreng førte til at BP hadde behov for oppgradering av 13 3/8 foringsrør fra trykktest på 1500 psi til 2000 psi for å kunne benytte konvensjonell brønnkontrollprosedyre for å gjenopprette brønnkontroll. I tillegg måtte trykket i 13 3/8 casing kompenseres ved å trykke opp i ringrommet bak foringsrøret. Brønnsparket er dermed å anse som hendelse med høy risiko og medførte fare for utvikling til en utblåsning.

5 4 GJENNOMGANG AV DOKUMENTASJON Denne del av granskingen er basert på tilgjengelig dokumentasjon fra BP, samt dokumentasjon og informasjon skaffet til veie i ettertid. Ptil s arbeid er gjennomført ved gjennomgang av statusrapporter mottatt underveis ifm oppfølging av brønnkontroll situasjonen. At det avtales innsending av jevnlige statusrapporter ifm brønnspark er iht normal rutine i Ptil. Det ble dessuten foretatt gjennomgang av daglige borerapporter. Dette gjelder både BP s interne rapporter inkludert enkelte utvalgte rapporter fra brønnserviceselskap og daglig borerapport som sendes til Ptil via CDRS databasen. Granskingsgruppen har foretatt gjennomgang av BP s brønnprogram for brønn 2/8-A8-B og program for plugging av brønnen i etterkant av at BP gjenopprettet brønnkontroll. Det er dessuten foretatt en gjennomgang av BP s interne granskingsrapport fra våren 2004 og rapport utarbeidet av brønnkontrollselskapet Well Flow Dynamics som BP benyttet for bistand under arbeidet med gjenopprette brønnkontroll i desember 2003. Rock-Well Consultants ved professor Bernt S Aadnøy har foretatt en gjennomgang av BPs manualer for brønndesign og brønnkontroll samt utvalgte deler av dokumentasjonen listet i denne rapportens kapittel 7. Det henvises til egen rapport for detaljer av denne gjennomgangen med kommentarer, ref kapittel 9. 5 DIREKTE OG BAKENFORLIGGENDE ÅRSAKER TIL HENDELSEN 5.1 Direkte årsaker 5.1.1 Harde formasjoner I reservoaret som det ble boret inn i, er det flere harde bergartslag. Disse er frakturert og kan være fylt med fri gass. De frakturerte bergartslagene gjør det enkelt for boreslam å strømme, selv ved lave trykkdifferanser. I planleggingsfasen av brønnen ble det opplyst at det en kunne støte på både harde frakturerte bergarter og fri gass. En kombinasjon av disse var likevel ikke forventet og tatt høyde for. Fra kjerneprøver som er tatt av reservoaret kan en se store hullrom som beviser på at reservoaret er oppsprukket. Man boret inn i reservoarsonen ca 25 meter grunnere enn opprinnelig prognosert. Dette ble boreteamet innformert om underveis av nedihullsteamet, men det er uklart om denne informasjonen fikk innvirkning på den pågående boreaktiviteten.

6 5.1.2 Slamtap Ved boring inn i toppen av reservoarsonen på Valhall forventes det slamtap. Dette er på grunn av at trykket i reservoaret er mindre enn trykket i de overliggende lagene etter år med utvinning og dermed trykkavlastning i reservoarsonen. Ved boring i reservoaret på brønn A-8B, mistet man uventet alt slammet til reservoarformasjonen. Det vises til BPs Risk Work Sheet punkt 77 der tap av borevæske ifm innboring i TOR-formasjonen vurderes som lav sannsynlighet og med lav konsekvens (kategori A i BP systemet). Det er ifm møter og dokumentgjennomgang ikke funnet tilsvarende erfaringer med unntak av i en brønn, 2/8A06, fra 1983. 5.1.3 Sirkulasjon og tripping inn/ut Avvik: Kjører borestrengen raskt inn igjen i brønnen og sirkulerer boreslam i brønnen uten å lukke BOP. Etter at man har etablert kontroll på slamtap, velger BP å trekke ut borestrengen og fjerne deler i borestrengen. Det fremgår av dokumentasjonen at BP foretar dette for å unngå at radioaktiv kilde blir sittende i brønnen hvis man står fast med borestrengen. Ifm innkjøring i brønnen erfarer man slamtap når borestrengen nærmer seg åpnet hull seksjonen i brønnen. Dette kan indikere at man har valgt å kjøre med for stor hastighet og at man vha stempeleffekt har medvirket til det som etter hvert utvikler seg til brønnkontrollsituasjon nr 2. Rapporteringen i daglig borerapport og i møtene ifm granskingen dokumenterer at man av uviss grunn velger å fortsette å sirkulere brønnen uten å lukke BOP. Dette er ikke iht BPs prosedyrer og ikke iht regelverkskrav om barrierer. Ptil vurderer dette til å ha medvirket til en forverring av brønnkontrollhendelsen. 5.1.4 Gunk Feil valg av pluggmateriale eller feil bruk av valgt pluggmateriale som tiltak mot høye sirkulasjonstap. Såkalt downhole mixed soft plug eller gel gunk plugger borestrengen. Videre sirkulasjon av mud forhindres og kompliserer videre tiltak til gjenvinning av brønnkontroll. Det vises til BPs prosedyre for bruk av gel gunk og andre alternativer for bruk ifm tap av slam ved boreaktivitet. Bruk av spacer for å unngå plugging av borestrengen er viktig element i denne prosedyren. Det er dessuten indikert at gunk system skal være klargjort ifm boring inn i TOR-formasjonen, ref Risk Work Sheet punkt 77.

7 På Valhall har det vært mest vanlig å bruke gunk med oljereaktiv leire ( reverse gunk ), men pga situasjonen ble det brukt gunk med vannreaktiv leire ( gel gunk ). 5.2 Bakenforliggende årsaker til hendelsen Granskingsgruppen har avdekket følgende bakenforliggende årsaker: 5.2.1 Brønndesign Avvik: Brønnen er designet med utgangspunkt i lite volum brønninnstrømning og ikke gassfylt foringsrør eller ringrom. Etter vår vurdering har BP etablert gode manualer og med tilhørende implementerte rutiner ifm brønndesign og brønnkontroll. Det er enkelte forhold som ble avdekket ifm denne granskingen av brønnkontrollsituasjonen som vi tolker at har utgangspunkt i lokale tilpasninger til Valhall DP. BP har over tid etablert rutine på Valhall der man tar utgangspunkt i brønnspark begrenset til 50 bbl gassinnstrømning som basis for design av program for setting av foringsrør i motsetning til å ta utgangspunkt i gassfylt foringsrør eller ringrom. Når det gjelder detaljert gjennomgang og vurdering av forhold som knytter seg til brønndesign ifm denne hendelsen viser vi til vedlagte rapport fra Ptil s konsulent Rock-Well Consultants. For detaljer se kapittel 9. Aktivitetsforskriften 72 om brønnprogram Innretningsforskriften 10 om laster, lastvikninger og motstand 5.2.2 Sirkulere med åpen brønn Avvik: Brønnen ble i en periode på ca 1 time sirkulert uten at BOP var lukket I forbindelse med gjennomgang av daglig borerapport og well control incident log for 10. og 11.12.2003 fremkom det at man hadde foretatt sirkulasjon av brønnen uten at BOP var stengt. Det er dokumentert sterk økning i retur fra brønnen i denne perioden. Av daglig borerapport fremgår det at dette pågikk i ca 1 time før BOP ble lukket. Dette er ikke iht BPs rutine for brønnkontroll. BP interne prosedyre for brønnkontroll Aktivitetsforskriften 76 om brønnbarrierer Aktivitetsforskriften 77 om brønnkontroll

8 5.2.3 Mangelfull kontroll Det var i perioder mangelfull kontroll av styring og oppfølging av hendelsen. Det var mangelfullt mandat for de som skulle bemanne brønnkontrollgruppene på land. Det var dessuten uklarheter mht kommunikasjon og overføring og koordinering mellom de ulike gruppene angående nødvendige oppgaver. Dette gjelder ifm kommunisering mellom boreteam og nedihullsteam på land ved ulike endringer ifm planlegging av brønner og risikovurderinger underveis i boreaktiviteten. Dessuten var det i enkelte tilfeller uklar kommunikasjon mellom BPs boreteam på land og offshore Valhall DP. Dette fremgår dessuten også av BPs granskingsrapport. Mht til bemanningen av BP s boreteam på land kan det virke som om det var tilstrekkelig under normal boreaktivitet, men at det ikke var bemannet for samtidig ivareta endringer og hendelser som kom underveis i boreaktiviteten av brønn A08B. Etter BP s etablering av Well Incident Response Team er det vårt inntrykk at man fikk en klar ansvarsstruktur etter noe uklarheter i perioden før etableringen og at mandat for dette teamet ble klargjort. Det fremgår dessuten av avsnitt 5.3.1 i denne rapport at rapportering til CDRS i perioder med stor brønnkontrollfokus ikke ble utført. BP rutine for mandat til Well Incident Response Team Aktivitetsforskriften 22 om prosedyrer Rammeforskriften 10 om organisasjon og kompetanse 5.2.4 Gunk plug i kontakt med vann i borestrengen Gel gunk med vannreaktiv leire viser seg som uheldig alternativ som tiltak mot sirkulasjonstap. Prosedyren rundt kjøring av gel gunk bør vurderes mht potensielle årsaker til problemene som ble påtruffet i brønn A-08. Ref kommentarer i punkt 5.1.4. og BPs interne granskingsrapport om risiko ifm valg av ulike tiltak mot sirkulasjonstap. Det er ikke fremkommet dokumentasjon mht avviksprosess ift BPs interne rutine angående bruk av gunk eller andre alternativer. Ptil antar at dette kan knyttes til mangelfull kompetanse hos BP og boreentreprenør ift hva en slik endring kan medføre. BP intern prosedyre for tiltak for tapt sirkulasjon, ref bruk av gunk Aktivitetsforskriften 19 om kompetanse

9 5.2.5 Manglende kvalitetssikring ifm perforeringsutstyr Perforeringsutstyret fungerte ikke ved første forsøk på kutting av plugget borestreng. Kabelutstyret ble klargjort for kjøring med perforeringsutstyr for kutting av borestreng som sto plugget i brønnen. Operasjonen var mislykket, og man måtte trekke kabelutstyret ut av brønnen igjen. Ca ett døgn seinere kunne man foreta ett nytt forsøk på kutting av borestrengen, som var vellykket. Det fremgår ikke hva BP eller aktuelle entreprenør har foretatt av gransking av dette forholdet i etterkant av hendelsen og brønnkontrollsituasjonen. Styringsforskriften 3 om styring av helse, miljø og sikkerhet Styringsforskriften 19 om registrering, undersøkelse og gransking av fare- og ulykkessituasjoner 5.3 Andre observasjoner 5.3.1 Daglig borerapporering (CDRS) Avvik: Manglende borerapportering til Ptil via CDRS under brønnkontrollsituasjonen. Ved gjennomgang av CDRS ifm oppfølging av hendelsen og i etterkant av hendelsen ble det avdekket at BP ikke har rapportert inn daglig borerapport for periodene 10.12.2004 16.12.2004 og 18.12.2004-22.12.2004. BP har sendt korrekt rapportering til CDRS i ettertid for disse periodene. Det er i denne perioden gitt statusrapporter iht avtale med Ptil, men slik statusrapportering er ikke avtalt å være isteden for regelverkspålagt rapportering via CDRS. Opplysningspliktforskriften 17 om rapportering av bore- og brønnaktiviteter 5.3.2 Bullheading av sjøvann i ringrom Ved injeksjon av kaldt vann ved høy rate påvirkes bergartsspenninger i en injeksjonssone på en måte at sannsynligheten for videre oppsprekking og tap av sirkulasjon økes. Samtidig vil breathing effekter forsterkes ved vekslende oppvarming og nedkjøling av injeksjonssonen. Under bullheading av sjøvann den 11.12.2003 øker sirkulasjonstapene fra mindre tap i returen opp til 100 bbl/hr. Bullheading av sjøvann den 16.12.2003 kan også ha ført til videre tap ved sirkulasjon gjennom BOP. Aktivitetsforskriften 75 om overvåking av brønnparametre

10 6 DISKUSJON AV USIKKERHETER I FORBINDELSE MED GRANSKINGEN 6.1 Prosedyre for gel gunk som tiltak mot sirkulasjonstap Det er ikke klarlagt hvorfor man valgte å pumpe gel gunk fremfor alternative tiltak mot sirkulasjonstap. 6.2 Permeable harde formasjoner og fri gass Det har ikke vært mulig å få bekreftet hvor trykket i brønnen som etter hvert utviklet seg over testtrykk for 13 3/8 foringsrør kom fra. Det antas at dette kom fra permeable harde formasjoner. At reservoarsonen kom inn ca 25 meter grunnere enn prognosert kan også ha medvirket til fri gass og høyere trykkregime. Dette kan passe med observerte trykk og formasjoner i LISTA-formasjonen som er lokalisert noe grunnere enn TOR-formasjonen. Dette er usikkert og kan ikke dokumenteres vha avlesninger fra MWD eller andre målinger i brønnen. 6.3 Lekkasje i Port collar ( TAM-collar ) Ifm granskingen ble det spekulert i om det kunne være lekkasje i TAM collar. Det var erfart lekkasje i denne ifm tidligere boret brønn. Pga denne erfaringen foretok BP en vellykket grundig test på land før bruk i brønn A08B. Det har ikke vært mulig å dokumentere om man hadde en slik lekkasje ifm brønnkontrollhendelsen. 6.4 Tidsakse TIDSAKSE FOR BRØNN A-8B Starter på A-8B 22.10.2003 Tap av slam 9.12.2003 Varsel om brønnspark 10.12.2003 Gunk plugger av strengen 15.12.2003 Varsel om brønnspark 17.12.2003 Brønnen under kontroll 21.12.2003 Avslutter A-8B 27.01.2004