Tilsynsrapport Rapport Rapporttittel TILSYN MED Bruk av sikringsventiler i ringrommet i brønnkompletteringer for gassløft Rapportnummer (kode i tilsynsplanen) 99T1 Gradering Offentlig o Unntatt offentlighet o Begrenset o Fortrolig o Strengt fortrolig Involverte lag Aktørlag som skal ha rapporten Alle aktørlag (Tverrgående tilsyn) Deltakere i revisjonslaget Claas van der Zwaag (oppgaveleder), Anna Kristine Oma, Bård Christian Jensen, Per Thorbjørn Rygh, Gunnar Leistad Saksbehandler CZ Signatur revisjonslag SAMMENDRAG Petroleumstilsynet utførte i tidsrommet juni 2003 til september 2004 et tilsyn med tema Bruk av sikringsventiler i ringrommet ved brønnkompletteringer for gassløft. Tilsynet ble organisert som en tverrgående aktivitet mot flere operatørselskap som opererer gassløftbrønner på sine innretninger. Tilsynet tok utgangspunkt i et arbeidsmøte med operatørene den 5.6.2003. Petroleumstilsynet deltok i løpet av 2003 og 2004 i møter med andre lands myndigheter (Minerals Management Services, USA og Health Safety Executive, UK) samt utstyrsleverandører for brønnkompletteringer og konsulentselskap som er spesialisert i risiko- og pålitelighetsanalyser. Rapporten gir et sammendrag av bakgrunnen og motivasjonen til tilsynsoppgaven og oppsummerer observasjoner fra møtene. Tilsynsarbeidet resulterte i endringer i HMS-regelverket fra 2005 av, samt anbefalinger for videre arbeid mht brønnsikkerhet i gassløftbrønner og spesielt bruk av sikringsventiler i ringrommet. Tilsynet og resultatene ble presentert ved 17. Bore- og Brønnteknologikonferanse i Kristiansand 21.-22.09.2004 og ved Well Regulators Meeting i Aberdeen 17.-18.11.2004.
2 Innhold SAMMENDRAG...1 1 Innledning...3 1.1 Bakgrunn...3 1.2 Regelverk 2002-2004...4 2 Mål...4 3 Observasjoner...5 3.1 Industrimøte 05.06.2003...5 3.2 Kontakt med utenlandske myndigheter (MMS og HSE)...6 3.3 Møte med ExproSoft 28.8.2003...7 3.4 Møte med Baker Oil Tools 02.-04.09.2003...7 3.5 Møte med PTC as 25.09.2003...7 4 Ny versjon av Innretningsforskrift 53 (fra 1.1.2005)...8 5 Barrierekrav, kvalifisering av gassløftventiler...9 6 Resultat...10 7 Deltakere i tilsynsaktiviteten og ved møter...11 8 Litteraturhenvisninger...11 Vedlegg 1 Referat og presentasjoner etter industrimøter...12 Vedlegg 2 Foredrag Brønnsikkerhet i Gassløftbrønner, 17. Konferanse innen Boreog Brønnteknologi, Kristiansand, 21.-22.09.2004,...12 Vedlegg 3 Foredrag Well Integrity in Gas lift Wells, presented at Well Regulators Meeting, Aberdeen November 17-18, 2004...12
3 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Konvensjonelle gassløftbrønner kjennetegnes av et stort gassvolum i ringrommet under høyt trykk. Dette gassvolumet, kan ved utilsiktet utstrømning øke den totale risikoen for innretninger ved brann eller eksplosjoner (Gresslok et al. (1992)). For å redusere denne risikoen brukes ringromsikringsventiler. Norsk Petroleumsregelverk (Forskrifter om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten 2002-2004) stiller spesifikke krav til bruk av disse ventiler i brønnkompletteringer ved gassløft. Dette framgår i innretningsforskrift 53 om utstyr for komplettering og kontrollert brønnstrømning. Myndighetskrav til sikringsventiler i ringrommet har sin opprinnelse i Piper Alpha ulykken (Leismer (1993)). Ringromsikringsventiler brukes primært som sikringsventil mot utstrømning av et stort gassvolum fra ringrommet. I tilfeller der ingen andre sikringsventiler eller annen type barriereelement sikrer brønnen mot ukontrollert innstrømning fra reservoaret, brukes ringromsikringsventilen også som uavhengig barriereelement mot reservoaret for å etterkomme krav i innretningsforskrift 47 om brønnbarrierer. Petroleumstilsynet/Oljedirektoratet har siden implementering av det reviderte HMSregelverket (Forskrifter om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten 2002-2004) fått flere søknader om unntak fra regelverkskrav med hensyn til ringromsikringsventiler. Unntakssøknadene ble motivert av Økt risikonivå ved overhaling av gassløftbrønner med ringromsikringsventiler. Økt risikonivå ved komplettering av gassløftbrønner med ringromsikringsventil når brønnen kjennetegnes av lav produksjon og forventet kort levetid for eksempel i feltets haleproduksjonsfase. Problemer ved drift av ringromsikringsventiler Utvikling av alternative, risikoreduserende kompletteringsmetoder Operatørene har valgt ulike måter ved analysen av spørsmål relatert til teknisk sikkerhet og risikovurdering. Det ble også foretatt valg av ulike tekniske løsninger. Søknadene ble underbygd av kvantitative risikoanalyser. Disse analysene viser at den totale risikoen ved komplettering og vedlikehold av gassløftbrønner med ringromsikringsventiler kan påvirkes i negativ retning under spesifikke forhold. Det ble derfor stilt spørsmål til gjeldende regelverk: 1. Gjenspeiler det høye antall unntakssøknader et kronisk problem? 2. Er regelverkskravene oppnåelig ved dagens teknologi? 3. Gir risikoanalysene som operatørene presenterer et riktig bilde av realiteten? 4. Burde regelverket tilpasses vilkårene som ble gitt i samtykkene? Spørsmål rundt ringromsikringsventiler ble til å begynne med drøftet i fagnettverket for Boring og Brønnteknologi og aktørlaget som følger opp operatøren ConocoPhillips; sistnevnte med bakgrunn i en aktuell problemstilling som hadde oppstått på Ekofisk-feltet.
4 Det ble definert en tverrgående tilsynsaktivitet som inkluderte alle operatører som opererer gassløftbrønner på sine felt. Fra Petroleumstilsynets side ble aktørlagene som følger opp nevnte operatører involvert. Tilsynet tok utgangspunkt i et arbeidsmøte med operatørene den 5.6.2003 hvor flere felteksempler ble presentert og diskutert. Petroleumstilsynet deltok videre i møter med utstyrsleverandører for brønnkompletteringer (Baker Oil Tools, PTC as) og konsulentselskap (Exprosoft) som er spesialisert på risiko- og pålitelighetsanalyser innen brønnteknologi. Petroleumstilsynet tok også kontakt med utenlandske myndigheter (Minerals Management Service, USA, og Health and Safety Executive, UK) for å orientere seg om andre lands regelverk med hensyn til den gitte problemstillingen. 1.2 Regelverk 2002-2004 HMS-regelverket (Forskrifter om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten 2002-2004) setter detaljkrav til sikringsventiler i ringrommet i Innretningsforskriften 53 om utstyr for komplettering og kontrollert brønnstrømning. Veiledningen til denne paragrafen henviser til akseptert standard (2. revisjon av NORSOK D-010 Well integrity in drilling and well operations av 1998) og gir ellers anbefalinger for kriterier med hensyn til settedybde av sikringsventiler. Hovedfunksjonen av ringromsikringsventilen i henhold til denne paragrafen er å unngå en utilsiktet utstrømning av løftegass fra ringrommet. Sikringsventiler i ringrommet ved gassløft må utover ovennevnte hovedfunksjon oppfattes som brønnbarriereelement, jamfør Innretningsforskrift 47 om brønnbarrierer, 1. ledd, hvis brønnen ikke kompletteres med andre brønnsikringsventiler mellom reservoar og ringromsikringsventil (se også kapittel 5.8). Brukes ringromsikringsventilen som brønnbarriereelement må ytelsen til ventilen også kunne verifiseres jamfør Innretningsforskrift 47, 3. ledd. Ved svikt i ringromsikringsventilen i en gassløftbrønn eller ved planer om gassløftkomplettering uten ringromsikringsventil gir regelverket anledning til å søke om unntak fra detaljkrav jfr Rammeforskrift 59 om Unntak. Veiledningen til denne paragrafen krever en redegjørelse for avvikets enkeltvise og samlede risiko både for egen og annen petroleumsvirksomhet og knyttes således opp mot Rammeforskrift 9 om Prinsipper for risikoreduksjon. I sammenheng med risikoreduksjon er den ansvarlige forpliktet til å dokumentere risikoeffekten i form av en kvantitativ risikoanalyse jfr Styringsforskriften 14 om Analyse av storulykkerisiko og 15 om Kvantitative risikoanalyser og beredskapsanalyser. Krav til kvaliteten i risikoanalysen settes frem i Styringsforskriftens 13 Generelle krav til analyser. 2 Mål Formål med tilsynsaktiviteten var å Etablere en felles tolkning av aktuell regelverk og standarder i industrien Identifisere behov for eventuell justering av regelverk og standarder Gi innspill til videreføring av problemstillingen i regi av industrien.
5 Strategisk sett følger dette tilsynet opp Petroleumstilsynets prioriteringer i forhold til teknisk og operasjonell integritet på innretningene til havs, samt målsettingen om reduksjon av risiko for storulykker. Som tverrgående aktivitet rettet mot flere operatører bidrar oppgaven også til Petroleumtilsynets prioritering med hensyn til en helhetlig håndheving av HMS-regelverket i petroleumsvirksomheten Aktiviteten bidrar direkte til Petroleumtilsynets resultatmål om å bidra til å redusere risikonivået i petroleumsvirksomheten samt å etablere hensiktsmessig regelverk og rammer for virksomheten. 3 Observasjoner 3.1 Industrimøte 5.6.2003 De deltagende selskapene presenterte eksempler fra gassløftoperasjoner. Hovedfokus lå på gassløftbrønner som hadde fått unntak fra regelverk. Møtereferat og presentasjoner følger vedlagt til tilsynsrapporten (se vedlegg/ptils internettsider). Eksemplene som ble presentert var forskjellige i mange hensyn. Forskjellene demonstrerer vanskeligheten å sette et enkelt regelverkskrav til sikringsventiler i gassløftbrønner. Ulikhetene består for eksempel i: Undervannskompletteringer og brønnkompletteringer fra faste innretninger. Type innretning (stålunderstell, bøyekonstruksjon, betongunderstell, flytende strekkstag- innretning, produksjonsskip eller halvdykker) Driftsformål med innretningen (brønnhodeplattform, prosessanlegg kombinert med brønnhodedekk, borefasiliteter og boligenheter) Produksjonsvolum og produksjonsfase (platå eller hale), gjenstående reservoarenergi i forhold til reservoarets naturlige løftekapasitet Ringromsvolum og injeksjonstrykkforhold. Med hensyn til sistnevnte punkt påvirkes settedybden til ventilene av de geologiske forhold og tekniske forhold med hensyn til brønnkompletteringen. Dette er i hovedsak: Kraterdybde ved utblåsning Hydratformasjon, temperature og fluidsammensetning Kick off dybde og vinkel ved retningsbrønner Alternative, kompenserende tiltak med risikoreduserende effekt som industrien har presentert er: Forsterket dobbelblokkventil Integrert tilbakeslagsventil Forkortet testintervall for dobbelblokk- eller tilbakeslagsventiler Dypsatte sikringsventiler Automatisk trykkavlastningssystem Bruk av inert løftegass (spesielt relevant for intermitterende gassløft) Dobbelstrengsystemer Gasskappe-gassløft
6 3.2 Kontakt med utenlandske myndigheter (MMS og HSE) Møte med Minerals Management Service, USA, 17.02.2004: Det amerikanske regelverk Code of federal regulations (Title 30, Subchapter B offshore parts 250 to 282) setter ingen spesifikke krav til ringromsikringsventiler som skal hindre utilsiktet utstrømning av løftegass i brønnkompletteringer ved gassløft. Krav ( 250.801) rettes imidlertid generelt mot nedihullssikringsenheter (subsurface safety devices). Dette omfatter generelt sikringsventiler, plugger eller pakningselementer. Forutsetningen er at rør står i åpen forbindelse med hydrokarbonførende soner. Dette inkluderer også tubing/annulus subsurface safety devices, som kan være ringromsikringsventiler eller ringromspakninger. Ringromsikringsventilen/ringromspakningen vil i denne konstellasjon ha en funksjon tilsvarende den som en brønnbarriere iht Norsk regelverk. Unntak fra forskriftskrav (departures) kan gies hvis MMS-distriktsdirektøren (district supervisor) konstaterer at en brønn ikke kan strømme av seg selv, dvs. reservoartrykket er for lavt til strømning uten kunstig løft. Kommunikasjon med HSE (David Scott, Fred Algie), via e-mail 13.10.2003 Med hensyn til brønnsikkerhet i gassløftbrønner konsentrerer britiske myndigheter sine tilsynsaktiviteter på bemannede produksjonsinnretninger som bruker gassløft for å opprettholde produksjonen og utfordrer operatører spesielt hvis de bruker kunstig løft for å øke produksjonen. Antall gassløftbrønner per innretning er også en faktor som bestemmer omfang av et tilsyn. HSE har generelt ingen spesifikke, detaljkrav mot ringromsikringsventiler i gassløftkompletteringer. Følgende regelverkskrav gjøres imidlertid gjeldende for gassløftkompletteringer: Offshore Safety Case Regulations 1992(SCR) Reg 8 omhandler krav til storulykkesanalyser Offshore Installations and Wells (Design & Construction etc) Regulations 1996 (DCR) Reg 13(1) brønndesign og konstruksjon knyttes opp mot ALARP-prinsippet over brønnens levetid. Offshore Installations (Prevention of fires and Explosions, and Emergency Response) Regulations 1995 (PFEER) Reg 4(1) Utforming av brann og eksplosjonsbeskyttelse. Reg 5 Brann- og eksplosjonsanalyser Reg 9(1) Forebygging av utilsiktet gasslekasje og akkumulasjon av brannfarlige stoffer. HSEs team for bore- og brønnteknologi forventer av en operator at følgende forhold belyses før et valg mot gassløft som metode for kunstig løft treffes: a) tekniske krav ifht. permanent eller periodisk gassløft b) andre alternative løsninger for kunstig løft
7 c) bruk av inert gass Operatøren må demonstrere at ALARP prinsippet ivaretaes ved valg av metoder og tiltak for å redusere risiko for bemanningen. 3.3 Møte med ExproSoft 28.8.2003 ExproSoft er et serviceselskap basert i Trondheim som tilbyr tjenester i forbindelse med kvantitative risikoanalyser og pålitelighetsanalyser. Firmaet var involvert i to risikoanalyser som ble utført ifm. unntakssøknader for gassløft på Varg (OD sak 2001/2652) og Ekofisk (OD sak 2003/510). Selskapet presenterte forretningsforhold med spesiell tyngdepunkt på kompetanse og historisk prosjektportefølje. De presenterte så begge ovennevnte risikoanalyser. Etter møtet med ExproSoft sto OD/Petroleumstilsynet igjen med inntrykket at kvaliteten i risikoanalyser kan variere. Ulikheter består for eksempel i: Valg av parametrene som kvantifiserer risiko, dvs. sannsynlighet og konsekvens. Konsulenter som tilbyr kommersielle risikoanalyser har spesialområder og ulik kompetanse. Det finnes ingen klare føringer på hvilken type informasjon som utveksles mellom konsulentselskapet og operatør. Bidrag av erfaringsverdier kan fra tilfelle til tilfelle ha varierende kvalitet. Konsulenten kan få et ufullstendig bilde av den driftrelaterte situasjonen. Diskusjon og analyse av inngangsdata og forutsetninger til risikoanalyser bør derfor vektlegges spesielt. 3.4 Møte med Baker Oil Tools 02.-04.09.2003 Selskapet orienterte bl.a. om konstruksjonsegenheter av ringromsikringsventiler, setteprosedyrer, vedlikehold og ventilteknologi. 3.5 Møte med PTC as 25.09.2003 Serviceselskapet utvikler og tilvirker prosessutstyr for oljeindustrien. Selskapet orienterte om utviklingen av en ny type tilbakeslagsventil som monteres i gassløftinjeksjonslinjer til gassløftbrønner, såkalt Annular Safety Check Valve. Ventilene settes inn i brønnhodet til plattformbrønner ved hjelp av et spesielt utviklet setteverktøy. Ventiler og verktøy ble utviklet i samarbeid med oljeselskapet ConocoPhillips.
8 4 Ny versjon av Innretningsforskrift 53 (fra 1.1.2005) Petroleumstilsynet, Sosial- og helsedirektoratet og Statens forurensningstilsyn foreslår enkelte endringer og rettelser i felles forskrifter på helse-, miljø- og sikkerhetsområdet i petroleumsvirksomheten med virkning fra 1.1.2005. Det foreslås blant annet en endring i Innretningsforskrift 53 om utstyr for komplettering og kontrollert brønnstrømning. Ny tekst for forskriftskravet lyder: Utstyr for komplettering skal være lagt til rette for kontrollert innstrømning, brønnintervensjon, erstatningsbrønnbarriereelementer og tilbakepluggingsaktiviteter. Andre ledd skal lyde: Kompletteringsstrenger skal være utstyrt med nødvendige brønnsikringsventiler i strømningsrøret og produksjonsringrommet. Andre og tredje setning i andre ledd går altså ut. Veiledningen til Innretningsforskrift 53 forandres slik: Nytt tredje avsnitt skal lyde: For å oppfylle kravet til nødvendige brønnsikringsventiler i produksjonsringrommet som nevnt i andre ledd, bør det etableres en barriereoversikt, jf. 47 om bønnbarrierer. Se også styringsforskriften 14 om analyse av storulykkerisiko og 15 om kvantitative risikoanalyser og beredskapsanalyser. Nåværende tredje avsnitt blir fjerde osv. Forandringen betyr i praksis at operatøren velger og analyserer sine tekniske, operasjonelle og organisatoriske løsninger med grunnlag i et beslutningstre som vist i Figur 1. Figur 1. Beslutningstre for vurdering av krav til ringromsikringsventiler.
9 Beslutningstreet forklares på følgende måte: Ved brønnsikkerhetsspørsmål må den ansvarlige før komplettering av en gassløftbrønn stille seg følgende spørsmål: 1. Brukes produksjonsringrommet i brønnen ved siden av gassløft til andre produksjons- eller injeksjonsrelaterte formål Er svaret Ja følger det et krav til brønnsikring i forhold til brønnbarrierer og barriereuavhengighet. Dette løses vanligvis ved installasjon av en ringromsikringsventil. Hvis ringrommet brukes kun til å injisere løftegass, så er neste spørsmål: 2. Finnes det flere kvalifiserte barriereelementer i primærbarrieren nedenfor ringromsikringsventilen? Hvis det finnes andre kvalifiserte barriereelement er neste milepæl en analyse av storulykkerisikoen. Hvis det ikke finnes andre barriereelementer så er løsningen igjen bruk av ringromsikringsventiler. 3. Gir en brønnkomplettering uten ringromsikringsventiler helhetlig betraktet uakseptabelt høy storulykkerisiko skal operatøren velge en sikrere kompletteringsløsning med ringromsikringsventil. 4. I siste trinn skal operatøren analysere risikoen i forhold til andere kompletteringsalternativer. Først når denne analysen, etter gjennomgang av alle 3 foregående trinn viser helhetlig redusert risiko ved valg av en alternativ kompletteringsløsning skal operatøren gå for denne løsningen. 5 Barrierekrav, kvalifisering av gassløftventiler Etter intern diskusjon har Petroleumstilsynet kommet frem til følgende oppfatning rundt bruk av gassløftventiler som kvalifisert barriereelement: En operatør som ønsker å bruke gassløftventiler som fullverdig barriereelement mot reservoaret må regne disse som brønnsikringsventiler. Petroleumstilsynets oppfatning er at ventilene i et slikt tilfelle brukes utover sin standard- /designfunksjon og at de må teknologikvalifiseres jamfør HMS regelverkets Innretningsforskrift 8 om teknologikvalifisering. Denne kvalifiseringen kreves for ulike GLV-typer og fabrikater. Kvalifisering av brønnbarrierer og barriereelementer er per i dag knyttet til krav i innretningsforskriftens 47 om brønnbarrierer. Denne paragrafen anbefaler NORSOK D-010 for å oppfylle detaljkrav. NORSOK D-010, både i gammel og ny versjon, henviser til API RP 14B og ISO 10417 med hensyn til operasjon og testing av brønnsikringsventiler. e. De problemer som Petroleumstilsynet mener å ha sett, er at det er svært krevende å teste GLV i forhold til kritiske lekkasjekriterier for olje, spesielt olje med lav gass i olje forhold og/eller olje med høy vanninnhold. Begge forhold er relevante for gassløftbrønner. Industrien eller de operatører som vil bruke GLV som barriereelement burde her gå sammen og se nøye på
10 faktorer som målenøyaktighet og måletid også i forhold til sammensetningen av oljen som produseres. Petroleumstilsynet vil derfor følge opp operatørens krav i forhold til testing av gassløftventiler og bruk av gassløftventiler som kvalifiserte barriereelementer. 6 Resultat Tilsynet resulterte i en regelverksendring som trer i kraft fra 1.1.2005. Endringen åpner under gitte forhold for alternative tekniske, operasjonelle og organisatoriske løsninger istedenfor bruk av ringromsikringsventiler. Endringen er i tråd med den tredje og nyeste revisjonen av NORSOK-standard D-010 Well integrity in drilling and well operations og medfører at nødvendigheten for ringromsikringsventiler nå vurderes fra situasjon til situasjon i forhold til følgende aspekter: 1. Generelle barrierekrav i henhold til innretningsforskrift 47 om brønnbarrierer. En ringromsikringsventil får tilskrevet en funksjon som primærbarriereelement mot reservoaret (og samtidig som sikringsventil mot gassvolumet i ringrommet) hvis brønnen planlegges uten andre kvalifiserte barriereelementer under ringromsikringsventilen som for eksempel dypsatt brønnsikringsventil i produksjonsrøret eller konvensjonell brønnsikringsventil i produksjonsrøret pluss kvalifisert gassløftventil. 2. Risikoen for storulykke jamfør styringsforskrift 6 om akseptkriterier for storulykkerisiko og miljørisiko samt styringsforskrift 14 om analyse av storulykkerisiko. 3. Risikonivå påvirket av ringromsikringsventilen sammenlignet med alternative løsninger over lang tid jfr styringsforskrift 1 om risikoreduksjon samt 15 om kvantitative risikoanalyser og beredskapsanalyser. Med bakgrunn i observasjonene og erfaringene vurderer Petroleumstilsynet å øke innsatsen når det gjelder brønnsikkerhet i gassløftbrønner, spesielt for innretninger med dedikert brønnhodedekk på flerbruksinnretninger og ved høye reservoar- og brønntrykk. Petroleumstilsynet vil videre følge opp operatørens krav i forhold til testing av gassløftventiler og bruk av gassløftventiler som kvalifiserte barriereelementer.
11 7 Deltakere i tilsynsaktiviteten og ved møter Deltakere i tilsynsaktiviteten: Bård Christian Jensen, Gunnar Leistad, Anna Kristine Oma, Per Torbjørn Rygh, Claas van der Zwaag Møtedeltakere, industrimøte 05.06.2003: AS Norske Shell: ConocoPhillips: BP: Pertra-DPT: Norsk Hydro: Esso: Statoil: Petroleumstilsynet V. Thomas, S. Skoglund H. Boge, R. Nilsen, K. Sandve, Ø. Ekeli J.E. Olvin, A. Hide, J. Bergem A. Huse T. Sælensminde K. Harestad, B. Williams K. Owren Bård Christian Jensen, Gunnar Leistad, Anna Kristine Oma, Per Torbjørn Rygh, Claas van der Zwaag, Eivind Sande, Hilde Ødegård Møtedeltakere, møte med Exprosoft 28.8.2003: Exprosoft: E. Molnes, G.O. Strand, Petroleumstilsynet: Hilde Brandanger Haga, Gunnar Leistad, Per Torbjørn Rygh, Lorents Østvold, Claas van der Zwaag, Morten Perander Møtedeltakere, brønnkompletteringskurs hos Baker Oil Tools 2.-4.9.2003: Baker Oil Tools: Trond R. Skår (møteleder), A. G. Larsen (foredrag innen brønnkomplettering), Fagnettverk-Boring og Brønnteknologi, fra tilsynsteamet: Gunnar Leistad, Per Torbjørn Rygh, Claas van der Zwaag Møtedeltakere, møte med PTC as 25.9.2003: PTC as: Tom Norland, Erling Kleppa, Petroleumstilsynet: Anna Kristine Oma, Claas van der Zwaag Møtedeltakere, møte med Mineral Management Services, New Orleans, 17.2.2004: MMS: James Grant, Russell Hoshman, Fred Hefren, Petroleumstilsynet: Claas van der Zwaag 8 Litteraturhenvisninger 1. Gresslok et al. (1992) Blowout Risk Analysis of Gas-Lift Completions, SPE Production Engineering, May, pp. 172 2. Leismer (1993) A System Approach to Annular Control for Total Well Safety, paper SPE 26740 presented at the 25th Annual Offshore Technology Conference, Houston, 3-6 May
12 Vedlegg 1 Referat og presentasjoner etter industrimøter Se separat link på Ptil website. Vedlegg 2 Foredrag Brønnsikkerhet i Gassløftbrønner, 17. Konferanse innen Bore- og Brønnteknologi, Kristiansand, 21.-22.09.2004, Se separat link på Ptil website Vedlegg 3 Foredrag Well Integrity in Gas lift Wells, presented at Well Regulators Meeting, Aberdeen November 17-18, 2004 Se separat link på Ptil website