PTIL/PSA

Program KUI-dagen 7.6.201809:00 – 09:15 Åpning

Geir Løland, Petroleumstilsynet

09:15 –09:45 Hvorfor isolasjon og hvorfor er vi opptatt av KUISandra Gustafsson/Morten A. Langøy, Petroleumstilsynet

09:45 – 10:15 Hva er historisk benyttet av isolasjonssystemer og hva er erfaringeneØyvind J. Ryen, Oceaneering

10:15 – 10:30 PAUSE

10:30 – 11:00 Aktiviteter hos operatørene for å redusere korrosjonsproblemeneTor Inge Lorentzen, ConocoPhillips

11:00 – 11:30 Kompetent utførelse - den beste forsikring for kvalitet og unngå KUIAndrew Greig, Ztrong Partner

11:30 – 12:15 LUNSJ

12:15 – 12:45 JIP – Risikobasert inspeksjon for KUIThom Fosselie, DNVGL

12:45 – 13:15 Krav fra prosess til isolasjon og ny revisjon av NORSOK M-004Sissel Widerøe, Equinor

13:15 – 14:00 Status and initatives on CUI in the UKChristoffer Scales, HSE, UK

14:00 - 14:15 Oppsummering

PTIL/PSA

Innledning Korrosjon under isolasjon

KUI-dagen 7. juni 2018

Geir Løland

Fagleder Konstruksjonssikkerhet

Petroleumstilsynet

PTIL/PSA

Opprinnelig som en del av Oljedirektoratet.

Sikkerhetsmyndighet siden 1973.

Myndighetsansvar for sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten.

Rapporterer til Arbeids-og sosialdepartementet.

Cirka 170 ansatte.

P E T R O L E U M S T I L S Y N E T

PTIL/PSA

Overordnet mål

”Petroleumstilsynet skal legge

premisser for og følge opp at aktørene

i petroleumsvirksomheten holder et

høyt nivå for helse, miljø, sikkerhet

og beredskap, og gjennom dette også

bidra til å skape størst mulig verdier

for samfunnet.”

PTIL/PSA

PTIL/PSA

Hovedtema 2018

SIKKERHET ER

ET VERDIVALG

PTIL/PSA

Hovedtema 2018SIKKERHET ER ET VERDIVALG

Tilsynsoppgavene knyttet til Hovedtema 2018

er nedfelt i tildelingsbrevet.

Prioriterte oppgaver i 2018:

Risikoen for storulykker i petroleumssektoren skal reduseres.

Ptil fører tilsyn med:

• Robusthet ved tekniske og organisatoriske løsninger

• Risiko for hydrokarbonlekkasjer og brønnkontrollhendelser

• Robusthet mot trusler og bevisste anslag

• Risiko for skader på ytre miljø, særlig i nordområdene

PTIL/PSA

Ptils fagseminar om KUI

• KUI har et storulykke potensial

• Aldrende anlegg - økt KUI risiko

• Vernetjeneste er bekymret

• Aktørene innser utfordringene

• Fagseminaret skal bidra til:- At næringen har tilstrekkelig oppmerksomhet på KUI

- Vi lærer fra hverandre og deler erfaringer

- Ingen ulykker pga KUI i fremtiden

PTIL/PSA

Hvorfor isolasjon og hvorfor er vi opptatt av KUI

Krav i regelverket og erfaring fra tilsyn

Sandra Gustafsson & Morten Langøy

SjefIngeniører, Petroleumstilsynet

7 juni 2018Bilder fra CC BY-SA

PTIL/PSA

Korrosjon under isolasjon

• Behovet for isolasjon

• KUI-utfordringen

• Forventninger

• Regelverket

• Klassifisering og standardisering

• Rapportering av KUI

• Utvikling av tekniske løsninger

• Erfaring og læring

• Oppsummering og veien videre

PTIL/PSA

Behovet for isolasjon

Isolasjon benyttes på prosessutstyr og konstruksjoner:

- Brannisolasjon – Opprettholder hovedsikkerhetsfunksjon ved brann

- Isolasjon av gjennomføringer – Hindrer eskalering og spredning

- Termiskisolasjon – Energibevaring, varme og kulde i prosess samt personnel

beskyttelse

- Støyisolasjon – Forbedre arbeidsmiljø

- Kombinasjoner av ovanstående.

PTIL/PSA

KUI-utfordringen

Aldrende innretninger og anlegg

Installasjoner som driftes utover designlevetid

Stort omfang av isolering og ødelagt, fuktig isolering

Isolering er ofte i områder med deluge

Alvorlige hendelser og bekymringsmeldinger

Forbedringsområder og store usikkerheter

Norsok standarder og selskapskrav som revideres

PTIL/PSA

Ptils forventninger

Industrien samarbeider om å redusere risiko knyttet til KUI

• Ledelse som tilrettelegger for å redusere KUI risiko

• Tettere samarbeid mellom operatørselskap og prosjekteringselskapenes

relevante fagdisipliner i tidligfase på nye utbyggingsprosjekter.

• Multidisiplin gjennomganger av behov for mengde og type isolering ved

vedlikehold av eksisterende innretninger

• Riktige føringer og rammebetingelser

• Rammeavtaler innen inspeksjon og vedlikehold som åpner for utvikling og

bruk av teknologier

• Bedre læring og erfaringsoverføring mellom selskapene

PTIL/PSA

Hovedtrekk ved regelverket

Regelverket er basert på funksjonskrav – der en beskriver hva som skal oppnås

framfor å angi konkrete løsninger.

• Gir næringen frihet til selv å velge gode løsninger.

• Underbygger ansvarsplasseringen.

• Ved referanser til normer og industristandarder gir forutsigbarhet for brukerne og

indikerer forventet standard på løsningene.

• Regelverket krever også at selskapene skal etablere risikomål og styre virksomheten

mot disse

Veiledning til Innretningforskriften & Teknisk og operasjonell forskrift

henviser til NORSOK R-004 N - Isolering av rør og utstyr

PTIL/PSA

Styringsforskriften § 5 Barrierer

Det skal etableres barrierer som til enhver tid kan

a) identifisere tilstander som kan føre til feil, fare- og ulykkessituasjoner,

b) redusere muligheten for at feil, fare- og ulykkessituasjoner oppstår og utvikler seg,

c) begrense mulige skader og ulemper.

Det skal være kjent hvilke barrierer som er etablert og hvilken funksjon de skal

ivareta, samt hvilke krav til ytelse som er satt til de konkrete tekniske,

operasjonelle eller organisatoriske barriereelementene som er nødvendige for at

den enkelte barrieren skal være effektiv.

Det skal være kjent hvilke barrierer og barriereelementer som er ute av funksjon

eller er svekket.

PTIL/PSA

Innretningsforskrift § 11

Laster, lastvirkninger og motstand

• Designlastene som skal legges til grunn for utforming og drift av anlegg, systemer og utstyr, skal fastsettes. Ved fastsettelse av designlaster skal kravet til robuste løsninger….. Designlastene skal sikre at anlegg, …, ikke resulterer i uakseptable konsekvenser, og skal som et minimum alltid kunne motstå den dimensjonerende ulykkeslasten.

• Ved fastsetting av designlaster skal det ikke tas hensyn til effekten av brannvann. Dette gjelder for både brannlaster og eksplosjonslaster.

• Anlegg, systemer og utstyr som inngår som elementer i realiseringen av hovedsikkerhetsfunksjoner, jf. § 7, skal som et minimum utformes slik at dimensjonerende ulykkeslaster eller dimensjonerende naturlaster med årlig sannsynlighet større enn eller lik 1x10-4, ikke medfører tap av en hovedsikkerhetsfunksjon.

PTIL/PSA

Innretningsforskriften

§ 29 Passiv brannbeskyttelseDer det brukes passiv brannbeskyttelse, skal denne utformes slik at den gir aktuelle konstruksjoner og utstyr tilstrekkelig brannmotstand med hensyn til bæreevne, integritet og isolasjonsevne.

Ved utforming av passiv brannbeskyttelse skal det ikke tas hensyn til kjøleeffekten fra brannbekjempelsesutstyr.

§ 36 BrannvannforsyningAlle innretninger med overnattingsmuligheter skal ha tilstrekkelig brannvannforsyning til å

a) bekjempe branner og

b) dempe gasseksplosjoner dersom dette kan medføre lavere eksplosjonstrykk,..

§ 37 Fastmonterte anlegg for brannbekjempelseFastmonterte anlegg for brannbekjempelse skal installeres i eksplosjonsfarlige områder og i områder med stor brannrisiko.

Veiledningen til Innretningsforskriften refererer til standarder (ISO, NORSOK) som forventningsvis oppfyller forskriftens krav.

PTIL/PSA

Dilemma

• Mengde isolasjon kan reduseres gjennom:

- Brann: Øke godstykkelse og rørdiametere, redusere trykket

- Termisk: Tillate større varmetap, alternativer for personellbeskyttelse

- Støy: Anskaffe mindre støyende utstyr, redusere vibrasjon i prosessystem (flere

rørstøtter (?), mer fokus på dette i design,…)

• Løsningene må være kostnadseffektive og ikke skape nye fare og

ulykkessituasjoner, for eksempel tette rør (voks og hydrat).

• Hvordan kombinere krav til testing av brannslukkemidler og ønske om tørr

isolasjon?

PTIL/PSA

Klassifisering og standardisering

• Klassifisering av isolasjon er ikke entydigt definert i industrien. Dette kanskape noe forvirring.

• MEN det er meget vanlig å dele inn isolasjon etter hovedfunksjonen.

Arbeid med Norsok M-004 & S-001

• S-001 Technical Safety- Standarden er satt i produksjonsmal

- Standard Norge har sektorstyrmøte 6. juni 2018.

• M-004 (tidligere R-004) Piping and equipment insulation- Dokumentet var på høring til 31. mai 2018.

PTIL/PSA

Rapportering av KUI

• KUI er underrapportert av ulike grunner.- Årsaksbeskrivelse av KUI kan vare Uklar, Feil, Manglende

- KUI er ikke kun et materialvalgsproblem

• Det finnes i dag ikke noen felles definisjon på hva som er et KUI-funn- Mindre funn registreres kun internt i selskapenes styringssystem

• Eksempel fra tilsyn- 138 registreringer i et styringssystem

- 50% relatert til KUI

- Under 5 % av disse var rapportert til Ptil.

• Ulik praksis på hva som rapporteres hvis lekkasje.- Vi har blitt gjort oppmerksom på at enkelte selskaper praktiserer en fast nedre grense (rate = 0,1

kg/sek) for hvilke hydrokarbonlekkasjer som varsles og/eller meldes til Ptil.

PTIL/PSA

Utvikling av tekniske løsninger

• Det forekommer utvikling av nye isolasjonsløsninger/design men

implementering kan være krevende

• Det kan oppstå usikkerheter om hvilke tester som skal brukes ved

kvalifiseringer.

• Omfattende tester/kvalifiseringer kan bli kostbart.

• ISO-bransjen blir omtalt som en noe konservativ bransje.

• PTIL har sett på utviklingen som skjedd fra 1970 og frem til nå, men

utviklingen til tross, KUI er fortsatt et aktuelt tema.

PTIL/PSA

Utvikling av teknologi innen deteksjon

• Droner brukes for inspisering på steder som ikke er lett tilgjengelig.

• Bruk av robotløsning for innvendig inspeksjon i trykktanker (beholdere/kolonner).

• Bruk av intelligente pigger av mindre størrelse i forbindelse med leting etter innvendig korrosjon i rør.

• Utvendig korrosjonsmåling. Metoder for å måle korrosjon på rør og tanker med isolasjon. (ikke avisolering)

• IR, Ultrasonic leak, sniffer dogs

• Inngår i rapport: Oppfølging av selskapenes aktiviteter for å redusere HC-lekkasjer. - Forventet publisering juni-juli 2018

PTIL/PSA

Eksempel på mulig KUI-funn

PTIL/PSA

Erfaringsdeling og læring

Eksempel fra Ptils observasjoner i

Fabrikasjon, NORSOK M-501:

• Mangelfull pre-kvalifisering

• Mangelfull dokumentasjon på

operatørers opplæring/

kvalifikasjoner

• Påføring ikke ihht

krav/spesifikasjoner

Eksempel fra Ptils observasjoner av

PBB på prosessutstyr i Drift:

• Ikke installert ihht design

dokumentasjon

• PBB behov ikke evaluert

• Brannjakker ikke re-installert etter

avisolering

• Bruk av diverse midlertidige og ikke

testet PBB-løsinger

PTIL/PSA

Erfaringsdeling og læring forts.

Gjennomføringer :

• Mangelfull oversikt over

gjennomføringer

• Mangelfull inspeksjon

• Degraderte gjennomføringer

• Ikke installert ihht beskrivelser/krav

• Ikke installerte i det hele tatt

PTIL/PSA

Oppsummering og veien videre

• KUI er i senere tid høyere opp på dagsorden og næringen tar KUI på

alvor

• Støtte tiltak som bidrar til økt fokus på og status for fagområdet

• Oppmerksomhet på alvorlige hendelser og granskinger

• Det kan være behov for et fora i næringen for å få oppmerksomhet,

læring og en felles KUI-arena

• Internasjonalt samarbeid

• Andre forslag til konkrete tiltak…

PTIL/PSA

Følg oss på: www.ptil.no

Bestill gratis publikasjoner

Les våre nettmagasin

Se videoer fra aktuelle saker

Følg oss på sosiale medier

Abonner på nyheter

P E T R O L E U M S T I L S Y N E T

© 2015 Oceaneering International, Inc. All rights reserved. Rev B 11.

Hva er historisk benyttet av

isolasjonssystemer og hva er

erfaringene

Øyvind Ryen, Jan Følling, Kjersti Løken

Oceaneering | Integrity Managament

KUI-dagen, Stavanger 7. juni 2018

• Rapport skrevet på oppdrag fra Ptil

• Isoleringsløsninger, inkl overflate, i norsk

petroleumsindustri siden oppstarten rundt 1970

– Egenskaper, utfordringer, omfang

• Fokus 1: Oversikt mest brukte og tidstypiske løsninger

• Fokus 2: Sikkerhetsutfordringer

• Fokus 3: Utførelse, oppfølging, rehabilitering,

risikoreduksjon, levetidsforlengelse

Formål med rapport og presentasjon

• Brannisolasjon: Hindre eller forsinke tap av

integritet av rør eller strukturer pga. brann.

• Termisk isolasjon: Sikre optimal operasjon og/ eller

beskyttelse av personell. Varmebevaring,

kuldebevaring, frostbeskyttelse, anti-kondensering/ -

ising og personellbeskyttelse.

• Støyisolasjon: Redusere støybelastning på

personell.

• Isolasjon av gjennomføringer: Benyttes i dekk og

vegg for å hindre spredning av brann.

Isolering

Funksjon

Malt

overflate

Isolasjon

(2 lag)

Kapsling

• Avhengig av mange faktorer:

– Tilgang på vann og salt

– Utett kapsling

– Vannansamling

– Skadet maling

– Temperatur

• Uforutsigbart hvor og når - utfordrende å håndtere risiko

• Skjult problem - Krever avisolering eller spesielle

inspeksjonsmetoder for å oppdages

• Tids- og kostnadskrevende oppfølging og vedlikehold

Sikkerhetsutfordringer

Korrosjon under isolasjon (KUI)

• Beskrivelse

– Termisk- og brannisolering fra 1970-tallet til nå

– Støyisolering med bly til ca 1985

– I senere tid primært som 2.lagsisolasjon

• Utfordringer

– Absorberer vann

– Løses opp, klistrer til overflater

– Betydelige KUI-problemer

– Stedvis gjenværende bly i isolasjonen

– Keramiske fiber: Helseskadelige – ikke tillatt etter 1995

• Omfang

– Hovedsakelig på gamle installasjoner og landanlegg

– Ved høye temperaturer eller tørt miljø

– Keramiske ligner visuelt på AES – ikke mulig å skille uten

laboratorieprøving

Fiberisolasjon

Mineralull, keramiske fiber, AES-fiber

• Beskrivelse

– Termisk, støy og brannisolering fra ca 1985

– Mange varianter, celleglass i kombinasjon med andre materialer

– Erstatning for fiberisolasjon for å unngå KUI

– Kapsling: Mye rustfritt, men også aluminium eller tape

– Totalløsninger siden 2005: Fabrikkpåført kapsling (epoksy eller

vulkanisert) – halvert installasjonstid

• Utfordringer

– Absorberer ikke, men kan holde på vann

– Ikke fleksibelt - Oppsprekking

– Lim og fugemasser kan degraderes

– Noe KUI

• Omfang

– Mye brukt på alle offshoreinstallasjoner, alle isolasjonsklasser

– Alene eller som førstelagsisolasjon

– Totalløsninger: Mindre omfang

Celleglass-løsninger

Foamglas, totalløsninger (Benarx, Terostat)

• Beskrivelse

– Brukt siden 1970-tallet– Puter: Fiberisolasjon, f.eks. AES-fiber innpakket i silikonduk– Kasser: Kledd innvendig med isolasjon, eller sprøytet med

ekspanderende epoksy-belegg– Ny alternativ løsning: Boltkopper (Firenuts)

• Utfordringer

– Ulike festeanordninger – til dels dårlig korrosjons- eller brannbestandighet

– Dårlig passform – åpninger og vanninntrenging– Dårlige fuger, manglende avrenning – Stor overflate, stor eksplosjonslast

• Omfang

– Puter mye brukt i perioden 1995-2005. De siste årene begrenset til mindre værutsatte områder

– Kasser brukes på flenser og ventiler overalt

Avtagbar isolasjon

Isolasjonsputer og –kasser. Boltkopper

• Beskrivelse

– Termisk isolering (kulde) ca 1970-2000: Polyuretanskum

sprøytes inn i kapsling av galvanisert stål

– PUF totalløsning fra 2008: Ferdigherdete skåler med

integrert glassfiberduk - Rask installasjon

• Utfordringer

– Lite inspeksjonsvennlig

– Gammel løsning: Brennbart + Isocyanater => Ikke tillatt

– Ny løsning er akseptert

• Omfang

– Kalde systemer hovedsakelig på landanlegg

Skumisolasjon

Gammel skumisolasjon, PUF totalløsning

• Beskrivelse

– Svært gode isolasjonsegenskaper, både termisk, støy og brann

– Gir slankere løsning, dermed mange sekundæreffekter

– Usikker oppførsel mtp KUI

– Kan kombineres med avstandselementer, men ikke benyttet

• Omfang

– Brukt i stor skala på nye installasjoner siden 2010

Aerogel

Pyrogel XTE/ XTF

• Beskrivelse

– Stedvis brukt for termisk isolering fra ca 1990 (kun varme)

– Avstandselementer og perforerte plater under mineralull

– Celleglass i komplette skåler med avstandselementer og

kapsling integrert

– Formål å unngå KUI – Gode erfaringer. Sikrer luftspalte

mellom isolasjon og overflate

• Utfordringer

– Mulig risiko for gassansamling i ringrommet ved feil

utførelse

• Omfang

– Varme systemer på Kårstø, og etter hvert Mongstad

– Celleglassløsningen nylig tatt i bruk

Avstandsisolering

Mineralull m/avstand, celleglass totalløsning m/avstand

Gjennomføringer

Andre typer

Støykassetter

Sprøytet brannisolasjon

Personellbeskyttelse

Utfordringer og oppfølging under utførelse

• Kvalitetssikring:

– Gjøres det? Hvordan? Av hvem?

• FROSIO – Sertifisering av personell

• Kontraktsform – Hva er det rom for i

kontraktene?

• Isolasjonsarbeidet i klem mellom

forsinkelser og sail-away

• Forskjeller mellom Norge og Østen

• Vurdere risiko for KUI basert på feil eller skader i isolasjonen (vanninntrenging/ -ansamling)

• Vurdere om funksjonen til isolasjonen er ivaretatt

• Avisolering og inspeksjon

– Pålitelig metode for å avdekke KUI

– Arbeidskrevende og kostbart

– Kan introdusere nye problemer

• NDT-metoder

– Begrenset deteksjonsevne – Viktig å kjenne til

– Søk etter KUI-områder, grunnlag for avisolering

Tilstandskontroll og inspeksjon

• Gjøres det?

• Systematisk?

• Rehabilitering: Forlenge levetid på isolerte overflater

• Sterkt varierende praksis

• Erstatte med samme løsning eller bedre løsning?

Evt fjerne isolasjon permanent?

• Kostnader:

– Utskifting av isolasjon

– Utbedring av overflate

– Stillasarbeid

– Avhengig av funksjon, diameter, kompleksitet

(ventiler, flenser, albuer), tilkomst, tilstand, temperatur mm.

Rehabilitering og levetidsforlengelse

Eksempler: Offshoreinstallasjoner Landanlegg

Installasjon A B C D E F G

Antall km isolerte rør 23 6 53 19 19 22 250

Dimensjon

Totalkostnad (kNOK),

10 løpemeter rør med

gjennomsnittlig

kompleksitet (offshore)

2” 70-120

8” 100-240

18” 200-700

• Oppdatering av brannkrav, støykart/ støykrav og termisk isolasjonsbehov

• Endringer i fysisk utforming

• Endringer i prosessen

• Endret filosofi

• Bedre analyse- og kartleggingsmetoder

• Teknologikvalifisering (eks. brann)

=> Tiltakene krever innsats i form av mennesker og penger

- Men betaler seg gjennom redusert risiko og vedlikeholdsbehov

Tiltak for å redusere omfanget av isolasjon

…det beste for å unngå KUI

• Robusthet – Må forvente at vann kommer inn i isolasjonen

• Mest effektive tiltak mot KUI: Avstandsisolering

– Ulemper ved plass og installasjonstid kan kompenseres med

slankere materialer og totalløsninger

• Andre:

– Drenering

– Vannstoppere

– Dobbel værbeskyttelse

– Mindre kritisk for dimensjonstoleranser

– Bedre inspeksjons- og

vedlikeholdsvennlighet

– Fuktdeteksjon i isolasjonen

– Materialvalg, f.eks. bolter

• Utprøving av løsninger

Tiltak for å forbedre løsninger

Hvis man ikke kommer utenom å isolere

• LCC

– Inkludere kostnader i alle faser av levetida

• Prosjektering

– Tenke løsninger for isolasjon tidlig i prosjektløpet

– Designe seg bort fra isolasjon

– Gi plass til isolasjon

• Unngå skader på isolasjon i drift

– Tiltak/ kampanjer

• Risikobasert tilstandskontroll/ inspeksjon/ rehabilitering

– Systematisk kartlegging

– Utnytte fagkunnskapen om isolasjon og KUI

– Utvikle metoder for analyse av data og prioritering av aktiviteter

– Sannsynlighetsestimering, konsekvensklassifisering,

risikomodellering

Prinsipielle tiltak

+

Oppsummering

• Gamle anlegg:

– Fiberisolasjon samt noen helseskadelige

materialer.

– Stedvis erstattet med celleglass.

– Karbonstål

• Halvgamle anlegg:

– Mye celleglass

– Mer rustfritt, bedre maling

• Nye anlegg:

– Aerogel med ukjent oppførsel mtp KUI.

– Bygget i Østen.

– Mye rustfritt

• Svært varierende praksis for kvalitetssikring,

tilstandskontroll og rehabilitering

• Forbedring gjennom systematikk:

– Kartlegging av tilstand

– Isolasjonsbehov

– Rehabiliteringsbehov

– Valg av løsninger og tiltak

– Risikobaserte analyser

• Forbedring gjennom helhetstenking

– Prosjektering – Bygging – Installasjon

– LCC

– Kontraktsvilkår

Andrew Greig.

Ztrong Partner AS.

07.06.2018.

Kompetent utførelse- den beste forsikring for kvalitet.

Men hva med KUI

Hva skal jeg snakke om?

➢Følgende disipliner som er relater til KUI:

❖Maling og andre belegg

❖ Rør isolering

❖ Brann isolering (passiv brannbeskyttelse)

Hva trenger vi for å få kvalitet?

➢Klare akseptkriteria

➢Formell kompetanse

➢Akseptable arbeidsforhold (%RH, Temp, osv)

Min Bakgrunn

Kjemiker, og har arbeidet innenfor offshore-disipliner i 34 år

➢ 1978 – 1981 Aker Contracting (avdelingsleder)

➢ 1981 – 1986: Det Norske Veritaso Inspektør (Statfjord B, Statfjord C, Statpipe)

➢ 1986 – 1998: Kværner Engineeringo Spesifikasjoner + Prosjekt-oppfølging (Gyda, Draugen, Heidrun, SLT/SLB, osv)

➢ 1998 – 2012: ConocoPhillips (Ekofisk) o Kontrakts + Teknisk ansvarlig (vedlikehold og nybygg)

➢ Disiplinero Maling, Isolering, PBB, Asbest, Dører, Stillas, Tilkomstteknikk

Malingskvalitet - før 1980

➢ Offshore = Statfjord A, Ekofisk, Frigg

➢ Kjemikalie-båter og andre båter

➢ Kvaliteten var faktisk veldig bra

➢ Inspeksjon ble utført hovedsakelig av ansatte / tidligere ansatte hosmalingsleverandører

➢ Dyktige sandblåsere og malere, men ikke mange da behovet var liten

Malingskvalitet, 1980-1987

➢ Behovet for inspektører og malere økte kraftig

➢ Kvalitetssikring og egenkontroll ble introdusert

➢ Ingen fagbrev for industri-malere

➢ Mange inspektører fra utlandet / blandet kvalitet

➢ Inspeksjons-utstyret ble kjøpt inn ihht inspeksjons-kravene, men det var ikke mange som visste hvordan det skulle brukes

➢ Eller at det matte kalibreres

➢ Gjennomsnitts-kvaliteten på inspektører og malere gikk ned

➢ Og derfor gikk gjennomsnitts-kvaliteten på utført arbeid ned

Etter 1987

➢ Overflatedagene 1986 – enighet om at vi burde etablere sertifiseringssystemfor QC personell

➢ 1986 = Vi var veldig få kokker = lett å bli enig

➢ Norsk Hydro – holdt på å etablere kurs for egne inspektører (Egil Brunvoll)

➢ Teknologisk Institutt – Involvert mot begge parter / Organiserte møte med begge partene tilstede

➢ Resultat = Dannelse av komite som skulle se på dette

➢ Navnevalg = Frosio = Faglig Råd for Opplæring og Sertifisering av Inspektørerinnen Overflatebehandlingsfagene

Frosio

➢ Etablering av krav i spesifikasjonene➢ Må være krav i spesifikasjonene

➢ Krav vedrørende alle involverte. Frosio sertifisering krav for alle QC personell og inspektører

➢ Hvordan kom kravene så fort inn i spesifikasjonene?

➢ Etablering og oppstart av kursene (Aker Stord / Teknologisk Institutt)

➢ Det fantes NACE og ICorr sertifiserings systemer. Hvorfor ble de ikke brukt?

➢ Vi estimerte at vi trengte ca 300 Frosio sertifiserte personer

➢ Der er i dag ca 9000 Frosio sertifiserte personer. Hva skjedde?➢ Norsok Standards ble verdens omspennende

➢ DNV krav ifm skip – er verdensomspennende

➢ Etablering av fagbrev innenfor maling/stillas/isolering➢ Som selvfølgelig ble tatt med i spesifikasjonene

Spesifikasjonene

➢ To år senere = ny enighet = Det bør etableres standardisert malingsspesifikasjon for arbeid som skal utføres relatert til norsk sokkel

➢ Hvem var enig i dette?➢ Verftene, engineering selskapene, de tre norske oljeselskapene, malings verkstedene

➢ Hvorfor var de enig?➢ Mange av spesifikasjonene fra de utenlandske selskapene var rotete og tildels dårlige

➢ Standardene i spesifikasjonene hoppet fra franske til amerikanske til britiske, med bruk av forskellige metoder og utstyrstyper

➢ Kun to plattformer ble bygget ihht denne spesifikasjone, Sleipner T og Sleipner B. (ansvarlig for spesifikasjonene og oppfølging var undertegnede for Kværner

Engineeering, og Sigve Aabø for Statoil)

➢ Det ble kun to plattformer fordi det da kom krav til etablering av Norsok standarder. “Vår” standardiserte spesifikasjon ble Norsok M-501.

Norsok M-501

➢ Systematisk oppbygd

➢ Klare kvalifikasjons-krav vedrørende alle involverte (Frosio, fagbrev, osv)

➢ Krav til prekvalisering av malingssystemer

➢ Krav til etablering av Coating System Data Sheets (CSDS) – med klare akseptkriteria

➢ Krav til prekvalifisering av prosedyrer

➢ Klare inspeksjonskrav

Coating System Data Sheet (CSDS)

Isolering

➢ Beleggsystemer, isoleringsmaterialer og kladding som ble brukt frem til design og bygging av Heidrun (Heidrun oppstart = 18.10.1995)

➢ Arbeid utført av Statoil (Arthur Korbøl) ifm etablering av nye krav for å redusere risikoen for alvorlig korrosjon under isolering (+ NACE anbefaling) ➢ Overgangen til bruk av TSA (aluminisering) og fenol-epoxy under isolering

➢ Overgangen til bruk av foamglass som isoleringsmateriale

➢ Overgangen til bruk av teip som cladding

➢ Undertegnede var 50% på skriving av spesifikasjoner for Heidrun prosjektet + 50% utleid til å assistere Arthur Korbøl ifm dette arbeidet

➢ De nye kravene ble inkludert i Heidrun spesifikasjonene

➢ Og ble inkludert i Norsok spesifikasjonene når de kom

➢ Frosio sertifisering av inspektører: Ble diskutert I 1986, men skjedde ikke før ca 2012

Offshore vedlikehold

➢ Teknisk og kontrakts ansvarlig på 19 plattformer på Ekofisk➢ For all Maling, Isolering, Passiv brannbeskyttelse, Asbest, Dører, Stillas

➢ Fra 1998 til 2012

➢ Etablerte tilstandsoversikter på maling, isolering, passiv brannbeskyttelse➢ Inkludert alvorlighetsgrad, reparasjons-estimater, og bilder

➢ Inkludert innvendig i alle tanker

➢ Og med all informasjon lett tilgjengelig i SAP

➢ Ifm med etablering av tilstandsoversikter ble det oppdaget at ganske myeisolering (og brannisolering) var fjernet og ikke remontert. Resultatet var at vann rente inn i isoleringen, samt at der var mange områder som ikke varbrannisolert ihht krav➢ Dette ble tilfredstillende løst ved bruk av skilting (se neste overhead)

Dette skiltet hadde overaskende stor virkning

Observasjoner

➢ Stor forbedring I kvaliteten på utført arbeid

➢ Stor økning i anseelse og forståelse fra andre faggrupper

➢ Meget viktig med jevne tilstandsinspeksjoner som grunnlag for vedlikeholdsplanlegging

➢ Uheldig at det ikke var Frosio sertifisering ifm isolering allerede fra dag en

Min mening vedrørende rør-isolering

➢ Basert på egne erfaringer

➢ Dagens krav vedrørende belegg under isolering er OK. TSA bør brukes mest mulig

➢ Isoleringsmaterialer bør være harde, og bør tåle at operatører kan gå og klatre på det uten at det blir skader. Svampaktige” isolasjonsmaterialer bør selvfølgelig ikke brukes

➢ Kontakt mellom isolasjonsmaterialene og røret bør være minst mulig (avstandsstykker eller lignende)

➢ Metallisk kladding bør brukes minst mulig (med unntak av i utvendige områder mot sør og vest). Spesielt rundt myke isoleringsmaterialer.

➢ Dersom mulig bør det være mulig å ta røntgen bilder av røret uten å fjerne isoleringen

16 års erfaring med foamglas og teip

➢ Nesten ikke mekaniske skader på teipen eller foamglas

➢ Noen få problemer med teipen utvendig mot sør og mot vest

➢ Få KUI problemer

➢ Lett og rimelig å fjerne og reinstallere ifm inspeksjon

Takk for oppmerksomheten

DNV GL © 07 June 2018 SAFER, SMARTER, GREENERDNV GL ©

Frode Wiggen & Thom Fosselie07 June 2018

CUI JIP

1

Improved management of corrosion under insulation

DNV GL © 07 June 2018

CUI – Why go for a JIP?

“Corrosion under insulation (CUI) is a well-understood problem, and mitigation methods are well established.”

Still, CUI remain a major challenge to the industry both with respect to safety as well as cost

2

DNV GL © 07 June 2018

JIP

CHALLENGE

Contact: Region:

JIP ID 54 - Improved management of corrosion under insulation

A detailed guideline to support optimised CUI risk management. The guideline shall be easy to implement and lead to a cost efficient and safe handling of CUI compared to present practice.

3

Corrosion Under Insulation (CUI) continues to be one of the most severe technical integrity challenges to the global oil & gas industry, for both offshore and onshore operations.

An acknowledged and transparent risk based work process for improved CUI management in the industry.

The industry is making huge investments to mitigate the uncertainty related to CUI. The conservatism has been a cost driver for the industry and the potential savings for each installation is in the range of + 10 MNOK yearly cost.

thom.fosselie@dnvgl.com NORWAY

DNV GL © 07 June 2018

CUI – The Challenge in Brief

Over 20% of the major oil and gas accidents reported within the EU since 1984 have been associated with CUI

– PSA “CUI has a major accident potential”

Corrosion costs 40 trillion NOK globally a year

– Billions are spent on CUI in Norway every year

CUI poses a significant safety, operational and economic challenge

Improved safety by removal of unnecessary insulation

4

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – The Team

Participants

– ConocoPhillips Skandinavia AS

– Gassco AS

– Aker BP AS

– Neptune Energy Norge AS

Observators

– PSA (No)

– HSE (UK)

DNV GL core team

– Frode Wiggen (Technical lead)

– Geir Egil Eie (Project sponsor)

– Thom Fosselie (Project manager)

5

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – The Timeline

First attempt in 2014

Renewed approach in 2016-17 with a single CUI specific scope

Contracting and kick-off in Q3 2017

Workshops and team meetings – CUI risk management framework

– Material

– Coating & insulation

– Mitigation

– Hotspot

– NDT

– CUI risk management model

Draft project report out for comment on 21st of June 2018

Final project report in Q3 2018

– New DNV GL RP on CUI Risk Management in 2019

6

JIP Initiation

Contracting

JIP Execution phase

New RPCUI Risk Management

Industry Launch

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – The Ambition

User-friendly Guideline for threat identification, risk assessment and risk mitigation of CUI

7

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – The Model

8

Acceptable risk in an evergreening process

DNV GL © 07 June 2018

Steel degradation (Corrosion potential)

Coating condition

Water wetting

Design (dimension, wall thickness, hot-spot)

CUI JIP – Barrier Management

9

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – PoF Steel (CS) Barrier

10

The PoF of Carbon Steel is related to surface temperatures and aligned with API

The JIP has also discussed PoF for Pitting & ESCC in typical stainless steels

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – PoF Coating Barrier

11

DescriptionNORSOK M-501 system ref

NACE SP0198-2010 system ref Temp. area 0-5 5-10 10-15 15-20 20-25 25-30 30-35 >35 Comment

Primer (<50my) VH VH VH VH VH VH VH VHOnly shop primer, not intended to be used as a protective layer under insulation.

2 or 3 layer on zinc primer (vinyl, polysiloxane etc.)

System 1 M H VH VH VH VH VH VHNot to be used under insulation according to NORSOK M-501.

Two component epoxy or polyester based coating

System 7A VL VL L M H VH VH VHNot to be used under insulation according to NORSOK M-501. Need prequalification

3 layer on epoxy primer (zinc free)

System 6 (A/B) L M H VH VH VH VH VHNot to be used under insulation according to NORSOK M-501

2 layer epoxy coating System 7 (B/C) SS-1/CS-1 -45 to 60ºC VL L M H VH VH VH VHNot to be used under insulation according to NORSOK M-501. Need prequalification

2 layer modified epoxy (novolac)

System 6C (SS) System 9 (CS)

SS-2/3 / CS-3/4 -45 to 205C VL VL L M H VH VH VHNormativ ref Norsok M-501. Chosen for higher temp service than 2 comp epoxy above

2 layer modified epoxy(phenolic)

System 6C (SS) System 9 (CS)

SS-2/3 / CS-3/4 -45 to 150ºC VL L M M H VH VH VHNormativ ref Norsok M-501. Chosen for higher temp service than 2 comp epoxy above

Fusion Bond Epoxy (FBE) NA CS-2 -45 to 60ºC VL VL L M H VH VH VH Shop application only

TSA with top coat/sealer System 2A SS-6/CS-5 -45 to 595ºC VL VL VL L M H VH VH Normativ ref Norsok M-501

Air dried silicone or Modified silicone

NA SS-4 -45 to 540ºC M H VH VH VH VH VH VHLimited information of this system available. Assessment based on one single product.

Inorganic copolymer or coatings with an inert multipolymeric matrix

NA SS-5 / CS-6 -45 to 650ºC VL VL L M H VH VH VHEvaluation based on testing, less practical experience

Coating suppliers: Generic coating systems positioned correctly in the table

• It all comes down to the quality of application

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – PoF Water Wetting Barrier

Location

Op. temp vs dew-point

Design solution of water proofing

Insulation material

Workmanship

Inspection & maintenance routines

12

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – PoF Design

Des

ign

Schedule,High PoF

>6 hot-spots“high”

VH PoF

2-6 hot-spots“normal”

H PoF

< 2 hot-spots“low”

M PoF

Schedule,Low PoF

6 hot-spots“high”

M PoF

2-6 hot-spots“normal”

L PoF

< 2 hot-spots“low”

VL PoF

13

Design factors:

• Schedule (combination of diaand wall thickness)

• Number of hot-spots

Most CUI failures on 4” down

CUI in complex geometries

The Design PoF will only be given a negative effect on the overall CUI PoF

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – Hotspots

14

Hotspot - Susceptible locations for CUI (Ref API 583)

90% of all findings relate to hotspots

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – NDT

Can NDT give the required PoD?– RT can, but what about the rest…..

HOIS: No “silver bullet” for NDT of CUI and world awaits improved technology

– HOIS/OGTC project starting to better quantify the inspection performance of key methods for CUI inspection

Time bound effect of NDT wall thickness measurements

Potential in NDT developments focusing coating degradation and water wetting

15

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP - Effect of mitigation

16

The

effe

ct o

f m

itiga

tion

is

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – Risk Management

Hot Spots are the key to smart CUI risk mitigation strategies

Risk management through corrective response to restore degraded barriers

17

DNV GL © 07 June 2018

CUI JIP – The Way Ahead

The CUI JIP Report issued to participants in Q3 2018

DNV GL to launch the new RP in 2019

The CUI APP ready by end 2018 (EIP Project)

DNV GL will invite the industry to a CUI Forum – start-up Q4 2018

Digital Solutions will strengthen data sharing and cross industry learning

DNV GL will take initiative on further testing for better CUI risk management

18

DNV GL © 07 June 2018

SAFER, SMARTER, GREENER

www.dnvgl.com

The trademarks DNV GL®, DNV®, the Horizon Graphic and Det Norske Veritas®

are the properties of companies in the Det Norske Veritas group. All rights reserved.

Thank you!

19

JIP CUIthom.fosselie@dnvgl.com+47 95939052

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Knock on effect on:

• Supports

• Space

• Coating

• Weight

• Engineering and construction

• Follow up

• Operations – CUI

• Increased geometry density

followed by increased risk for

explosion

“More effort on challenging the insulation

scope, investigating and implementing

smarter technical solutions could also have

had significant impact.” – project experience

report

Insulation

Testing in R&T

•Fire testing with different insulation

•Fire testing to decide time to failure

•Fire testing of mousse fires

•Fire testing of valve and HUB integrity

Process

•Improved depressurization time

•Review safety critical insulation

•Improved draining strategy

•Utilizing full flare capacity, removal of PFP

Technical Safety

•Technology qualification of PFP for flanges and valves

•Thinner PFP insulation layers

•Remove PFP on HUBs and Valves

•Remove CoatBack PFP on secondary structure

Technical Working Environment

•Enhanced use of 3D model

•Challenge conservatism for personnel protection

•Installed sound and personnel protection based on actually measurements after startup

Materials

•Implement Equinor insulation philosophy

•Standardize on insulation thickness

•Reduce size of fireboxes

•Use of combination boxes

Activity 1:Establish plant specific criteria

for unacceptable ruptures.

See TR1055/TR2237 Section 2.6.3

Activity 3:Do an ESD blowdown test from normal operating conditions – this to reveal if there is available flare capacity for a

faster depressurisation

See Note (3), What to measure.

Is the flare system utilized?

YESNote (2)

No

Activity 5:Calculate the need for Passive Fire

Protection according to TR3003/GL3003Activity 3.1

Find segments that can have it’s blowdown time reduced and optimise the use of the flare

capacityNote (4)

It will be easier to optimize when activity 1 is completed.

Activity 7:Document the design

Update the flare/depressuisation report, P&IDs, 3D-model and other

relevant documentation

Activity 6: Modify

(Remove/add insulation)

Activity 4:Define system geometry

for each blowdown segmentNote (1)

Geometry decribed

Kriterier etablert?

Yes

Yes

Process (AI) Technical Safety (AI) Operations

(1) Each blowdown segment need to be defined with it’s volume of liquid and gas, it’s dry and wet surface area, it’s metal mass etc, see (use) spreadsheet in GL3003 named «Link 3" as an example.

(2) This criteria must not be fulfilled to run activity 5, but then unnecessary passive fire protection will not be removed.

(3) Measure the following during ESD blowdown-test: Flow, pressure and temperature in the flare system, flare rate, These are the most important measurements. In addition should all pressure and temperature transmitter in the main process be logged. Logged data should be transferred to a spreadsheet. Screen dump of graphs and tables should be avoided.

(4) Activity 3.1 requires a low temperature check of blowdown segments that changes it’s blowdown orifice size. The flare system capacity is normally restricted by design pressure, acoustic fatigue or radiation.

Finished

Activity 2:Define the fire loads and fire

duration that piping, equipment and structure shall withstand

Ses TR1055 Section 2.6.2

Fire defined?

YES

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

• ☺

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

CUI Seminar

Stavanger,07-06-18

UK HSE, Energy Division

Chris Scales CEng MIMMM SenMWeldI

HSE Energy Division - Offshore

Specialist Inspector - Materials and Corrosion

Energy Division – Topic

Specialists

How we Regulate

Tools we use

What we find

What we are doing/What is happening

UK Legislation – Goal Setting Regime

Health and Safety at Work (etc.) Act, 1974 –

General duty towards employees and non-employees (contractors).

Management of Health and Safety at Work Regulations, 1999

Offshore Installations (Prevention of Fire and Explosion,

and Emergency Response) Regulations, 1995

Offshore Installations and Wells

(Design and Construction etc.) Regulations, 1996

The Offshore Installations (Offshore Safety Directive) (Safety Case etc.)

Regulations 2015

How We Regulate

Piper Alpha –

Safety Case Regulations

A central recommendation of the Cullen enquiry;

Every operator/owner of an offshore installation must prepare and submit a

Safety Case to the Regulator (HSE) for acceptance.

The Safety Case must identify all risks with the potential to cause

a major accident, and describe the processes in place to reduce them to

a level which is as low as reasonably practicable (ALARP).

The Safety Case is assessed and may be accepted by the Regulator.

Every operator/owner must have an accepted Safety Case for each

installation they operate.

Safety Cases, Inspection and

Goal Setting

Operators must comply with their accepted Safety Case, which means…

do what they said they were going to do!

HSE Inspectors ensure by inspection that operators are doing what they said

they were going to do in their accepted Safety Case, to control risks.

The goal set is to identify, reduce and manage risks. The means by which operators

achieve this is up to them.

How does this relate to CUI…?

Regulating - CUI

• Inspect and assess

CUI management strategy,

onshore

• Inspect and assess function

of strategy offshore.

Inspect plant.

• Enforce where we identify a

risk gap or non-compliance.

• Achieve sustained

compliance.

Tools we use;

Provision and Use of Work Equipment Regulations, 1998

Regulation 5 (1) – Maintenance

Every employer shall ensure that work equipment is

maintained in an efficient state, in efficient working

order and in good repair

Regulation 6 (2) (a) – Inspection

Every employer shall ensure that work equipment

exposed to conditions causing deterioration which is

liable to result in dangerous situations is inspected—

(a) at suitable intervals

Legislation

Guidance

Energy Institute; “Guidance for Corrosion

Management in Oil and Gas production and

Processing” – specific section on CUI

HSE; “HSG 65, Managing for Health and

Safety” – Plan, Do, Check, Act.

EFC 55 (Revised); “Corrosion Under

Insulation (CUI) Guidelines”

HSE, SPC/Tech/Gen/18 – “Corrosion under

insulation of plant and pipework v3”

(available on HSE website).

HOIS Document (16)R2 Issue 01– “HOIS

Guidance for in-situ inspection of

corrosion under insulation (CUI)” –

guidance on effectiveness of NDT

techniques.

Tools we use;

What we find

New module

Original vessel,

insulation found

waterlogged.

Replaced

with new –

18 months old.

Example 1

Example 2

8” flowline, 30 bar, 80°C,

18.3mm nominal WT,

insulation looked OK.

Measured down to 6.8mm

What we find

What we find

Example 3

Quality/Workmanship…or not!

Example 3 continued…

What we find

Poor quality Lack of awareness/understanding

What we find

These examples raise the question, “Why does the operator not

know what they are getting?”

In many cases Fabric Maintenance, including insulation removal,

reinstatement and application is contracted to a 3rd Party.

The “Intelligent Customer” should know what they require, why

they require it and if they are getting it.

…management of sub-contract work.

Training and recognised standards in applying insulation is

lacking in the UK sector, and will be a focus going forward.

Incident occurred late 2015.

Corroded, insulated 8”

pipe.

High pressure gas.

Ongoing.

What we find

Example 3

This incident, together with increased HSE focus on CUI, appeared to have

prompted renewing of strategies, increased resource and Leadership

Commitment across the UKCS.

What we find

A significant proportion of assets on the UKCS are operating close to, or

beyond their original design lives.

Often, installations have been owned and run by a number of

Operators and as a result, in many cases historical information is

missing or no longer accurate.

The location or extent of insulation, inspection history, history of

physical change or changes to the process do not reflect the current

status, meaning that effective management is not possible without a

substantial re-baselining exercise.

In many cases, operators are coming from a position of ‘catch up’,

following periods of mismanagement or neglect, sometimes by previous

owners. Extensive re-baselining is necessary to establish status.

What we find

4”, 20 Bar fuel gas line pinhole leak – outboard, difficult access,

never stripped for inspection. Not reported, rather than reported

as “not inspected”. Inadequate reporting process, poor

supervision and lack of audit of inspection activities…RBI scheme.

Example 4

What we find

From Example 4

• The Operator acknowledged historic failings in the CUI

management programme that led to the failure.

• Stripped and inspected 60% of Hydrocarbon containing pipework

over approximately 2 month period. Further findings….

• Took the opportunity to

review historical data,

reset their

understanding of the

status of insulated

systems and update CUI

management strategy.

What we find

Example 5

The Operator was told, and reminded, but just did not inspect.

What we find

Common Enforcement

- Damaged or poorly applied/reinstated insulation.

- Insulation removed for inspection and not restored or partially

restored, leaving open ends.

- Lack of historic information, inaccurate data, uncertainty over

status.

- Failure to inspect.

- Inadequate management strategies; stripping only at

anomalies, visual inspection.

- No consideration of risks associated with removing insulation.

What we are doing/

What is happening

• HSE works with industry groups to provide the

Regulator’s viewpoint and assist in developing

guidance and techniques, e.g. HOIS, Energy Institute.

• HSE is looking to initiate the reformation of the UK CUI

Forum, which includes offshore, onshore industries

including those outside oil and gas, e.g. nuclear.

• HSE is planning a project to gather and analyse data

on CUI incidents/failures/enforcement that we hold,

but possibly with additional outreach to industry.

• Establishing and maintaining links on technical issues

with other regulatory bodies such as PSA, as well as

at the International Regulator’s Forum (IRF).

SD (formerly HSL)

Health and Safety Laboratory – expertise and facilities to perform a wide range of

Testing, analysis and research work.

What we are doing/

What is happening

Inspection Focus – Risk Based Inspection (RBI)

HSG 65; Plan, Do, Check, Act

What we are doing/

What is happening

- Understanding what you have (where the insulation is and

condition, actual process parameters etc.)

- Developing an effective CUI management strategy/identify risks

Getting the basics right;

- Implement the Strategy

- Inspection with effective repair – quality, assurance, awareness

- Measure/analyse data (failures, near misses, anomalies)

- Review strategy

- Implement changes as required

Plan

Do

Check

Act

How many incidents/anomalies, how much remedial work and resource

could be saved if the basics were carried out fully and effectively?

What we are doing/

What is happening

Energy Institute - Guidance – Revised edition soon to be

issued…..updates since 2008 focus on the following areas;

– key differences between carbon steel and Corrosion Resistant Alloys (CRA)

– timing for thorough inspections typically range from 5 – 20 years

– insulation removal is still the most effective form of thorough inspection

– predictability and definition of prone areas

– suitability of Non-Intrusive Inspection (NII) techniques

– limitations of probability assessment – the pitfalls to avoid

– consideration for live equipment insulation removal

– permanent and partial permanent removal of insulation

– increased rupture threat for under-inspected carbon steel

What we are doing/

What is happening

Oil and Gas Technology Centre (OGTC) – UK

Government Funded

• An open call for ideas to provide solutions for solving

CUI issues, under the headings;

Predicting

Detecting

Inspecting

Mitigating

• Funding is available to develop the most promising

ideas. Submission window recently closed.

What we are doing/

What is happening

HOIS – Industry JIP concerned with NDT

“Guidance for in-situ inspection of

Corrosion Under Insulation (CUI) “ – this is

a confidential document to HOIS JIP

participants.

Further NDT trials are about to begin in

June, part funded by OGTC, including;

• New variants of PEC

• Realtime radiography

• Guided wave

This should lead to a substantially revised

document which will be publicly available.

Conclusions

• The regulatory challenge is to ensure CUI management strategies

are effective and fully implemented, enforcing legislation where risk

gaps are identified and holding operators to account where negligence

can be demonstrated.

• During the Lifecycle, insulation has to be installed, removed and

reinstated – emphasis must be placed on quality of materials/design,

competency of personnel, heightened awareness and culture.

• Current NDT techniques may best be used in combination as

a screening tool but need to be demonstrated to be effective for this

purpose.

• Accuracy and completeness of information gathered and used

in building a CUI management strategy is vital to its success. All

parameters need to be considered.

Conclusions (2)

• No single or combination of NDT techniques currently available can

provide sufficiently detailed information of a high enough confidence to

negate the need for visual inspection.

• Stripping and visual inspection of insulated process equipment remains

the most reliable way to find and assess the extent of CUI.

• By engaging with, educating and raising the awareness of the workforce,

this large resource could be more effectively used to;

- Report instances of evidence of CUI.

- Report evidence of damaged/compromised insulation.

- Avoid damage to insulation.

Tusen Takk.

Questions?