GASSTRANSPORT s ven Klemp Transportteknologi STATOIL ASA

1. GASSTRANSPORTsven KlempTransportteknologiSTATOIL ASA SIG 4032 NATURGASS NTNU 06.11.01

2. Gasstransport • Innhold: • Del 1: Økt kapasitetsutnyttelse for eksisterede gasstransportsystemer på Norsk Sokkel ! • Del 2:Ilandføring av Snøhvit-gassen over 160 km til Melkøya ved Hammerfest !

3. Gasstransport – Del 1 • Økt kapasitetsutnyttelse for eksisterede gasstransportsystemer på Norsk Sokkel: • Økt utnyttelse av stålet i gassrørledninger • Optimalisering av design og drift av gasstransportsystemene

4. Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Innledning • For Statoil som operatør for det meste av rørledninger på norsk sokkel er maksimalisering av kapasitet essensielt ! • Et eget prosjekt har bearbeidet muligheter og behov for økt utnyttelse av rørledningene kontinuerlig gjennom mange år ! • Vi har nå sett ett konkret eksempel på hva egen kompetanse og erfaring kan gi av økt kapasitet, men det finnes også andre tiltak som er iverksatt eller som utgjør fremtidige muligheter ! • Dette foredraget har som målsetting å gi en oversikt over aktuelle muligheter for økt utnyttelse av disse rørledningene, samt illustrere det verdiskapningspotensialet som dette innebærer !

5. Statoil har bygget og er ansvarlig for driften av verdens største gasstransportsystem til havs Norne Heidrun Rich gas Dry gas Oil/condensate Åsgard Haltenpipe Gas pipeline system Oper. Year Size each leg, inch Length km Depth m Åsgard Transport Statpipe 1985 28, 30, 36, 36 880 300 Tjeldbergodden Zeepipe 1993 30, 40 850 80 Europipe 1995 40 670 70 Statfjord Troll gas 1996 36, 36 130 360 Gullfaks Mongstad Troll Zeepipe II 1996 40, 40 610 370 Oseberg Kollsnes Zeepipe II Frigg Haltenpipe 1996 16 250 360 Heimdal Statpipe Kårstø Franpipe 1998 42 840 70 Europipe II 1999 42 660 300 Sleipner Draupner Åsgard Transp 2000 42 700 370 Heidrun/Norne 2001 16 200 350 Europipe II Ekofisk • Driftsansvar for mer enn 6000 km olje- og gassrørledninger med diameter opp til 42" • Mindre oljeledninger er installert på dyp ned til 580 m på svært ujevn sjøbunn • I tillegg, mange små rørledninger internt på felt og mellom felt Europipe Norpipe Zeepipe Franpipe Etzel Emden Zeebrügge Dunkerque

6. Økt utnyttelse av gassrørledninger Tilbakeblikk - tidlig 'nitti-tall • Utvendig struktur: • gir kostnader • Rørledningsteknologi i Statoil • Statpipe hadde vært i drift siden 1985 • Zeepipe var under bygging • Veletablerte standarder for design • Konservativ industripraksis for drift • Teknologi fokus på dypt vann, ujevn havbunn, frie spenn, flerfase • Prognoser for gassalg viste økende behov for transportkapasitet til Kontinentet • Nye gassrørledninger var under planlegging • Kunne gasstransporten gjøres mer effektiv? • Utvikling ble rettet mot teknologi for å oppnå mest mulig effektiv transport • Utvendig struktur - høyere utnyttelse av røret som trykkbeholder • Innvendig hull - reduserte driftsmarginer og nettverksoptimalisering Betongkappe Korrosjonsbeskyttelse Stålrør • Innvendig hull: • skaper inntekter Diameter Rørlengde Driftstrykk

7. Høyere utnyttelse av røret som trykkbeholder • Kan stålet i rørveggen utnyttes bedre? • Konservative designstandarder • Konservativ industripraksis • Konservative operasjonelle marginer • Sikkerhetsnivå - skadeårsaker • Er det nødvendig at en lang gassrørledning skal tåle samme designtrykk nedstrøms som oppstrøms? • Under vanlig drift er trykkfallet betydelig over lengden av rørledningene • Nedstrømsenden ser sjelden eller aldri maksimalt driftstrykk • Men designstandarder og industripraksis forutsetter overtrykksbeskyttelse på det stedet der designtrykket endres Utvendig diameter De Innvendig diameter Di Di < De "Innvendig diameter må være mindre enn utvendig diameter, ellers kommer hullet på utsiden"

8. Design av røret som trykkbeholder Før Betongkappe • Designkriterier for veggtykkelse har sin opprinnelse i ANSI/ASME B31.8 (gassrør) • Opprinnelig etablert for landrør med relativt lave designtrykk (høye D/t) • Kravet har vært uendret siden 'tredve-tallet • Tilsvarende krav i de fleste rør-standarder • Økende konservatisme med vanndypet • D/t må reduseres ved økende vanndyp, som utnyttes med relativt høye designtrykk • Designformatet gir lavere ringspenningsnivå ved lavere D/t • Uendret utnyttelsesgrad siden 'tredve-tallet • Fu = 0.72 utenfor sikkerhetssoner • Designtrykk opprinnelig 80 % av prøvetrykk, som var til 90 % av SMYS, dvs. 0.8 x 0.9 = 0.72 • Ingen fordel av teknologiutvikling • Forbedrede materialer, sveising, design, QC • Skadestatistikk, overtrykk er ikke skadeårsak Korrosjonsbeskyttelse Stålrør - utvendig diameter De - nominell tykkelse tnom - innvendig trykk pi - utvendig trykk pe - flytegrense SMYS - utnyttelsesgrad Fu (pi-pe) x De 2 tnom _ < Fux SMYS

9. Design av røret som trykkbeholder Nå Betongkappe • Strategi for utvikling og implementering • JIP (Joint Industry Project) sammen med andre selskaper: Superb-prosjektet • grensetilstander, probabilistisk design • Implementering i anerkjente standarder • deltakelse i ISO-komiteer • samarbeid med DNV • Markedsføring på konferanser og seminarer • Nytt designformat implementert • ISO 13623, Pipeline Transportation Systems • DNV OS-F101, Submarine Pipeline Systems • DNV standard akseptert av Norsok/OD • Nye kriterier • Deterministisk format, men pålitelighet kalibrert mot grensetilstander • Spenningsnivå ikke avhengig av D/t • Økte faktorer for utnyttelsesgrad • Ekstra QC kan gi høyere utnyttelse (DNV) Korrosjonsbeskyttelse Stålrør - utvendig diameter De - minimum tykkelse tmin - innvendig trykk pi - utvendig trykk pe - flytegrense SMYS - utnyttelsesgrad Fu (pi-pe) x (De-tmin) 2 tmin _ < Fux SMYS

10. Maksimalt driftstrykk • Designtrykk pd • pd er det høyeste innvendige trykket under normal drift som røret er dimensjonert for • Industripraksis gir aksept for kortvarige trykk opp til 110 % av pd under unormale driftsbetingelser • Settpunkt for maksimalt driftstrykk pmaop • Ikke eksplisitte krav i tidligere standarder • Har vært opp til operatørens tolkning • Statoil tidligere praksis • Romslig margin mellom pd og pmaop • Overtrykksbeskyttelsen var også lagt under pd • ISO gir eksplisitt aksept av trykk over designtrykk • DNV setter "max incidental pressure" pinc som dimensjonerende trykk • pd = pinc / finc , der 1.10 > finc > 1.05, gir mulighet for økt pd ved redusert margin for pinc • Overtrykksbeskyttelsen kan legges mellom pd og pinc • Margin mellom pd og pmaop kan settes til positiv toleranse på trykk-kontrollsystemet • Statoil legger nå DNV-kriteriene til grunn pinc pd pmaop

11. Utnyttelse av stålet i transmisjonsledninger på land og i sjøen • Rørledninger skal tradisjonelt ha samme designtrykk langs hele lengden • Designsituasjonen for gassrør er en pakket ledning mot stengt nedstrømsventil • Lange landrør har relativt lavt designtrykk og mange kompressorstasjoner • Kompresjon på land er relativt billig, begrenset trykkfall mellom stasjoner • God gjennomsnittlig utnyttelse av stålet i røret som trykkbeholder • Lange sjørør har høyt designtrykk, men ikke kompresjon underveis • Utvendig overtrykk krever økt veggtykkelse som utnyttes for innvendig trykk • Kompresjon gjøres oppstrøms, stort trykkfall til nedstrøms ende • Ikke så god gjennomsnittlig utnyttelse av stålet i røret som trykkbeholder Sjørør pd Landrør pd Trykkfallskurve Trykkfallskurve Lavere utnyttet rørmateriale Lavere utnyttet rørmateriale Nedstrøms ende Oppstrøms ende Oppstrøms ende Nedstrøms ende

12. Trykksprangkonseptet - prinsipp • To eller flere nivåer for designtrykk langs rørledningen • Ingen lokal overtrykksbeskyttelse der designtrykket reduseres • Trykk-kontroll og overtrykksbeskyttelse baseres på overføring av driftsdata fra nedstrømsenden til oppstrømsenden ved hjelp av høypålitelig kommunikasjon • Sentrale forutsetninger • Trykkfallskurven skal under normal drift alltid ligge under designtrykk-kurven • Utjevningstrykket skal under normal drift ikke kunne overstige laveste designtrykk • Utjevningstrykket skal under unormale driftssituasjoner ikke kunne overstige laveste "maximum incidental pressure" Konstant designtrykk To designtrykknivåer pd1 pd pd2 Utjevningstrykk Trykkfallskurve Trykkfallskurve Lavere utnyttet rørmateriale Lavere utnyttet rørmateriale Oppstrøms ende Nedstrøms ende Oppstrøms ende Nedstrøms ende

13. Trykksprangkonseptet - anvendelser • Zeepipe IIA (implementert) • Oppstrøms pd økt fra 172 til 191 barg pga. høyt utvendig trykk på dypt vann • Kapasiteten økt med 40 % • Europipe 2 (implementert) • Landfall forberedt med pd = 163.4 barg • Oppstrøms pd økt til 191 barg • Kapasiteten økt med 22 % • Forlengelse av ÅT til Norne/Heidrun (under myndighetsbehandling) • ÅT har pd = 212 barg • Norne-Heidrun røret har pd = 280 barg • Kapasiten i ÅT kan opprettholdes • Oppgradering av Zeepipe IIA og IIB (under myndighetsbehandling) • Basert på DNV OS-F101 • Oppstrøms pd for IIA økes til 200 barg • Oppstrøms pd for IIB økes til 205 barg • Tre designtrykknivåer for begge rør • 24 % økt totalkapasaitet ut fra Kollsnes Zeepipe IIA 191 barg 172 barg Sleipner Kollsnes KP 135 Europipe 2 191 barg 163 barg Dornum Kårstø KP 350 Åsgard transport 280 barg 212 barg Norne Kallstø Åsgard

14. Økt utnyttelse av gassrørledningene !Muligheter - en oversikt Reservoar betingelser Markeds- betingelser Rørledningsdesign onshore Prosess studier offshore Prosess studier onshore Prosess studier onshore Rørledningsdesign olje/kondensat/rikgass/salgsgass Rørledningsdesign brønnstrøm/flerfase Rørledningsdesign salgsgass Del 1 Rørledningsdesign Økt utnyttelsesgrad av stål - tynnere veggtykkelse for samme trykk Nye design normer Legging på dypt vann kan bestemme veggtykkelse, dette gir mulighet for økt indre trykk Trykksprang Del 2 Optimalisering av system og drift Forplikte høyere andel av hydraulisk kapasitet Redusert operasjonell fleksibilitet Tidlig kunnskap om reell forpliktbar kapasitet og reduserer usikkerhet Kapasitetstester Nødvendig for å oppnå høy regularitet dvs sikre leveransene Den betydelige kap.økningen som er oppnådd for oljerør ligger bak satsing på utvikling av flytforbedrer for rikgass ledninger Eks . midtveis kompresjon i Franpipe, Zeepipe, parallelle rør Reduserte operasjonelle marginer Teknologi utvikling: Flytforbedrer Forsterkningsløsninger Minimalisere trykktap på terminalen

15. Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Rørledningskapasitet - definisjoner • Hydraulisk kapasitet=Beregnet kapasitet for gitt oppstrøms - og nedstrømstrykk • Effektiv kapasitet = Hydraulisk Kapasitet - Operasjonell fleksibilitet • Fysisk mengde som transporteres gjennom rørledningen • Forpliktbar kapasitet = Effektiv Kapasitet - fyrgass & måleusikkerhet • Fysisk mengde som levers til kunde 1000 - 1400 km Fyrgass & måleusikkerhet: 0.5-1% Operasjonell fleksibilitet "Buffer kapasitet" 2 - 5% Forpliktbar kapasitet Avtalt mengde til kunde

16. Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Kapasitetstest gir tidlig kunnskap om maksimal kapasitet Forutsetninger for en vellykket test • Test avhengig av stabile forhold (volum trykk, temperatur) • Test bør gjøres med så høy rate som mulig • Nøyaktig instrumentering (kalibrering) Etter kapasitetstest Kapasitet MSm³/d Design Tunings parametere • friksjonsfaktor (ruhet) • varmeovergang q q 2 1 D p p p p p i n n 1 1 u 1 t i n n 2 p test

17. Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Operasjonell marginer • Marginen mellom tillatt driftstrykk og designtrykket er redusert p.g a: • Instumenterings nøyaktighet og trykkreguleringsfunksjoner • Erfaring og beste praksis • En reduksjon fra 5 til 2 bar gir 3-5% kapasitetsøkning Operasjonell margin Areal under trykkprofil ~ Inventar Designtrykk Margin Trykkprofilkurve - hydr. kap. Trykk Driftstrykk Redusere driftsmarginer => brattere kurve - mer kapasitet Operasjonell margin Rørledningslengde

18. Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Flytforbedrer Modell Tester, K - lab: >80% reduksjon i friksjons - trykktap Driftsdata: Troll I, ca. 60% økt kapasitet (1996) Væske Systemer: Reduserer turbulens Gass systemer : Glatting av rørvegg FOU-prosjekt : Redusere turbulens i rikgass ledninger

19. Gasstransport – Del 2 • Ilandføring av Snøhvit-gassen over 160 km til Melkøya ved Hammerfest: • Status og utfordringer knyttet til langdistanse flerfasetransport • Utbyggingskonseptet for Snøhvit – en oversikt • Strømningstekniske utfordringer for Snøhvit ilandføring

20. Field layout and pipeline route

21. Snøhvit field layout

22. Snøhvit LNG

23. The Troll-Kollsnes Slugcatcher

24. Multiphase technology –State of the art –Statoil operated fields Statfjord & Gullfaks: Subsea satellites Troll: Onshore processing Åsgard: Multiple field processing Snøhvit: Onshore processing

25. Multiphase technologyState of the art – Global view

26. Why is multiphase flow a challenge? Hydrate control Corrosion control Scale control Liquid control Wax control Metering Pigging Chemical distribution Slugcatcher, receiving facilities

27. Snøhvit multiphase flowMain characteristics • Pressure drop main pipeline (29”OD) – approx.50 bar at 20.8 MSm3/d • Operating range – 85% to 100% (friction dominated area) • Multiphase metering of each well stream • Water fraction metering of each well stream • Hydrate inhibition – Continuous injection of glycol • Injection of chemicals to each well • Corrosion protection – pH stabilisation and corrosion inhibitor • Slug catcher – 2800 m3 • Glycol storage capacity - 10 days of rich glycol and 10 days of lean glycol • OLGA applied for entire network including including reservoir modelling

28. Concluding remarksSnøhvit 160 km multiphase flow is possible because: GENERAL • Long term commitment in the field of multiphase technology • Rigorous program codes for multiphase flow is developed • Field development started with small dimensions and short transfer lines extending into long distance transfer • Field experience used for verification and improvement of the program code SNØHVIT SPECIFIC • Robust design of the onshore receiving facilities • Operating envelope and pipeline diameter are important factors for design • Multiphase flow has been one of the criteria's for selecting the pipeline route • Flow monitoring and chemical injection management