part of Aker Overtrykkssikring av innløps-arrangement på Kristian Nordberg Spesialistingeniør AkerSolutions, Stavanger 2009 Aker Solutions
SNB System Description RISER ESV RISER HV TOPSIDE CHOKE PRODUCTION ANIFOLD CONDENSATE FRO COPRESSOR TRAINS ESV TOPSIDE SUBSEA ANIFOLD HV'S INLET SEPARATOR PRODUCTION LINE (8") XV ULTIPURPOSE LINE (5") TEST ANIFOLD TEST SEPARATOR SUBSEA CHOKE SUBSEA ANIFOLD HV'S WING ASTER PRODUCTION WELL DHSV PRODUCTION TEPLATES 34/4-C & 34/4-D - 8 WELLS PER PRODUCTION TEPLATE - 2 PROD. LINES (8INCH) PER TEPLATE - 1 ULT. LINE (5 INCH) PER TEPLATE - 16 PRODUCTION WELLS IN TOTAL - 2 ULTIPURPOSE RISERS IN TOTAL - 4 PRODUCTION RISERS IN TOTAL Slide 2 2009 Aker Solutions part of Aker
SNB System Description Forenklet skisse RISER HV TOPSIDE CHOKE TOPSIDE SUBSEA Stengeventil (Stigerørs HV) Strupeventil (Plattform choke) ESV / XV INLET / TEST SEPARATOR SUBSEA CHOKE WING PRODUCTION WELL Slide 3 2009 Aker Solutions part of Aker
Normal Operation 40-80 barg RISER HV TOPSIDE CHOKE Cv = 410 TOPSIDE dp = 5-75 bar 35 barg ESV / XV SUBSEA INLET / TEST SEPARATOR SUBSEA CHOKE WING PRODUCTION WELL Slide 4 2009 Aker Solutions part of Aker
Nedstengning Trykkoppbygning på havbunn SIP 300 barg RISER HV TOPSIDE CHOKE Cv = 410 TOPSIDE dp = 265 bar 35 barg ESV / XV SUBSEA INLET / TEST SEPARATOR SUBSEA CHOKE 2500# 300 bar 300# 49 bar WING PRODUCTION WELL Slide 5 2009 Aker Solutions part of Aker
Feiloperering ( Erroneous Valve Operation / Inadvertent Valve Operation / Valve aloperation ) SIP 300 barg RISER HV TOPSIDE CHOKE Cv = 410 TOPSIDE dp = 265 bar 35 barg ESV / XV SUBSEA INLET / TEST SEPARATOR SUBSEA CHOKE 2500# 300 bar 300# 49 bar WING PRODUCTION WELL Slide 6 2009 Aker Solutions part of Aker
Choke kollapse SIP 300 barg RISER HV TOPSIDE CHOKE Cv = TOPSIDE dp = 265 bar 35 barg ESV / XV SUBSEA INLET / TEST SEPARATOR SUBSEA CHOKE 2500# 300 bar 300# 49 bar WING PRODUCTION WELL Slide 7 2009 Aker Solutions part of Aker
Overtrykks Sikring RISER HV TOPSIDE CHOKE Primær sikring PSD (PAS) Sekundær sikring PSV TOPSIDE ESV / XV SUBSEA INLET / TEST SEPARATOR SUBSEA CHOKE 2500# 300 bar 300# 49 bar WING PRODUCTION WELL Svært stor strømning gjennom choke Fare for overtrykking av nedstrøms system Slide 8 2009 Aker Solutions part of Aker
Tilstand på før prosjektet Sekundærsikring Konklusjon fra dynamiske analyser (Olga): Feiloperering mot Test Separator >150 barg (49 barg designtrykk) 147 kg/s gass til fakkel (92 kg/s designkapasitet) => For lav kapasitet på PSV og fakkelsystem Feiloperering mot Inlet Separator Ingen overtrykking (stor nok PSV dekning) 243 kg/s gass til fakkel (92 kg/s designkapasitet) 15 barg i Flare Knock-out Drum (9 barg designtrykk) => For lav kapasitet på fakkelsystem Choke kollaps => Høyere trykk og større mengder enn feiloperering Slide 9 2009 Aker Solutions part of Aker
Tilstand på før prosjektet Primærsikring Konklusjon fra dynamiske analyser (Olga): Feiloperering Trykk stiger raskt til langt over det dobbelte av designtrykket innen innløpsventil (XV/ESV) rekker å stenge => Primærsikring er ikke rask nok til å beskytte mot hendelsen Choke kollaps => Høyere trykk enn feiloperering Slide 10 2009 Aker Solutions part of Aker
Risikovurdering Sannsynlighet/frekvens for hendelse: SVÆRT LAV Lite sannsynlig at det skjer innenfor plattformens levetid Krever brudd på prosedyrer/mekanisk feil Svært sjelden at initielle forhold er på sitt verste Konsekvens: HØY Slide 11 2009 Aker Solutions part of Aker
Historikk, Produksjonsstart juni 2001, Saga Petroleum Design og bygging: Aker De fleste designrapporter er fra 1999/2000. Slide 12 2009 Aker Solutions part of Aker
Historikk, NORSOK P100 Rev. 2, November 2001 (Etter at satt i drift) Fakkelsystemet skal ta hånd om ( 16.2.1): åpning av isoleringsventil på strømningsrør med 100% åpen choke feiling av choke innmat Ble inkludert etter en alvorlig hendelse på norsk sokkel Operatør overstyrte forrigling og åpnet wingventil mot åpen choke Rev. 3 Under bearbeiding (var på høring sommer 2008) Blir betydelig mer utfyllende m.h.p. feiloperering og kollaps. Slide 13 2009 Aker Solutions part of Aker
API API RP 521 Rev. 4, ars 1997, 2.3.3 API Std 521 / ISO 23251 Rev. 5, Jan 2007, 4.3.3 Uaktsom åpning av en hvilken som helst ventil fra en kilde med høyere trykk skal betraktes som et overtrykkspotensiale og kan kreve pressure reliving capacity med med mindre ventilen kan låses eller forsegles. Er mindre spesifikk enn Norsok Gir større rom for fortolkninger Slide 14 2009 Aker Solutions part of Aker
Selskapsinterne retningslinjer Der internasjonale/nasjonale retningslinjer: ikke finnes er mangelfulle ikke er oppdatert Slide 15 2009 Aker Solutions part of Aker
Statoil Har høy fokus på feiloperering/kollaps Har laget interne retningslinjer Ny TR i 2009 (Technical requirements) som nye Statoil-prosjekter må forholde seg Feiloperering/kollaps i design / modifikasjon Gullfaks Satelitter (fra midten av 90-tallet) Statfjord Andre Andre oljeselskaper Slide 16 2009 Aker Solutions part of Aker
Tampen V& Rammekontrakt m/statoil Overtrykkssikring SNB part of Aker Forstudie: Sept. 2007 sept. 2008 Gjennomføring Sept. 2008 høst 2010 Prosess studier Sept. 2008 april 2010 2009 Aker Solutions
Løsning SNB Feiloperering Sekundær Sikring (PSV) A. Redusere strømning ved feiloperering B. Øke PSV-kapasitet på Test Separator C. Øke kapasitet på fakkelsystem Akseptkriterium: Pmax < AAP (designtrykk + 10%) AAP = aximum Allowable Accumulated Pressure Primær Sikring (ESV / XV) Redusere lukketid innløpsventil Akseptkriterium: Pmax < bruddtrykk Slide 18 2009 Aker Solutions part of Aker
A1. Redusere Strømning Nye Plattform Choker 6 nye choker installeres: bytte choke på de 4 produksjonslinjene installere choke på de to flerbrukslinjene Krav til choke: Cv reduseres fra 410 til 240 å være lav nok m.h.p. feiloperering å være stor nok for normal drift Kollapsfrie kvalifisering utføres Etablere choke Cv overvåkningsprogram Analyser Olga-simulering av feiloperering / kollaps scenarier (ANGE) Kapasitetsberegninger for normal operasjon etodikk choke overvåkning (DNV erosjonsprogram) Slug-krefter Akustisk utmatting Lavtemperatur Slide 19 2009 Aker Solutions part of Aker
Løsning SNB Choke kollaps Installerer kollapsfrie plattform-choker Kollaps ikke et design scenario Sekundærsikring: Prosjekt anvender akseptkriterium: Pmax < Test Trykk Cv av kollapset choke: 589 (intakt choke: max Cv=240) Primærsikring: Prosjektet anvender ingen akseptkriterium Slide 20 2009 Aker Solutions part of Aker
De 6 labyrint-chokene på CCI-fabrikken Slide 21 2009 Aker Solutions part of Aker
Støt-test av Choke-Innmat (Disc Stack Impact Test) Prosjektil Kule av wolframkarbid rammer choke innmaten Test Rig Slide 22 2009 Aker Solutions part of Aker
Choke Disc Stack etter sammenstøt Slide 23 2009 Aker Solutions part of Aker
Wolframkarbid-kulen etter sammenstøt (ca 5 mm av flaten på kula har skallet av) Slide 24 2009 Aker Solutions part of Aker
A2. Redusere Strømning - Redusere Trykk i Stigerør Redusere trykkpotensiale til havbunnssystemet: Senke innstengningstrykk fra 300 til 200 barg Hvordan: Endre nedstengningsfilosofi havbunn (PSD) Senke settpunkter (PHH nedstrøms havbunns-choke) Havbunns-nedstengning ved høyt trykk topside Analyser Olga-simulering Etablere nedstengningsfilosofi Etablere oppstartsfilosofi Tilstand på havbunns wingventiler og SCU Pålitelighet (SIL-beregning) SIL = Safety Integrity Level SCU = Subsea Control Unit Slide 25 2009 Aker Solutions part of Aker
B. Øke PSV-kapasitet på Test Separator Kapasiteten 3-dobles Før: 2 stk P-orifice (2x100%) Nå: 4 stk P-orifice (4x33%) Rør Fra Separator til PSV-batteri: endres fra 8 til 12 Rør ut fra nye PSVer kobles til 30 fakkelrør Analyser Kapasitetskrav (fra Olga) PSV dimensjonering (API 520) Trykktap i rør oppstrøms PSV (Linecalc, Crane E.H.) Baktrykk, achtall og ρv 2 (Flarenet) Akustisk utmatting (i.h.t. Statoil TR, Eisinger) Lavtemperatur (fra Olga) Slide 26 2009 Aker Solutions part of Aker
De to eksisterende PSVene på Test Separator Slide 27 2009 Aker Solutions part of Aker
Øke PSV-kapasitet på Test Separator N New onorail Arrangement For PSV maintenance Tie-In 025 Tie-In 036 Fire Water odified Sprinkler Line Tie-In 021 Tie-In 020 Escape Ladder Tie-In 022 New Pipe Support Welded to Platform Strut Tie-In 023 Tie-In 024 Flare Header Access Way New Location For Fire Water Hose Reel (Before Shutdown Activity) Tie-In 026 Alternative Test Weld Joint Tie-In 033 Line Guide Welded to Existing Strut Test Separator Tie-In 019 Slide 28 2009 Aker Solutions part of Aker
C. Øke kapasitet til fakkelsystemet ål: Øke kapasitet fra 8 til 14 Sm 3 /d Ny fakkeltupp (15 Sm 3 /d) Betydelig lavere trykktap enn original Sikrer lavere baktrykk i hele fakkel-nettverket Gjennomgang av alle kilder til HP fakkel: Finne kilder som ikke tåler baktrykk (v/14 Sm 3 /d) Flere PSV-batterier byttes (til balansert belg) Analyser: Stråling (Frustum) Gasspredning fra sluknet fakkel (CFX, sim v/safetec) Kapasitet til Flare KOD (dråpeutfelling, væskekapasitet) Strømning/trykk i fakkelrør (Flarenet, også for originale caser) Slide 29 2009 Aker Solutions part of Aker
Den nye fakkeltuppen på Argo sin fabrikk Slide 30 2009 Aker Solutions part of Aker
Installasjon Fakkeltupp Slide 31 2009 Aker Solutions part of Aker
Ressurser Personell, Aker Tampen V& ultidisiplint Personell (forstudie og gjennomføring) Spesialist-team fra Flow Assurance & Dynamic Simulations gruppen i Stavanger (studier) Prosess-programvare/metode benyttet Olga PVTsim Hysys Flarenet Frustum CFX (og Cirrus), Safetec Interne beregningsverktøy (Aker) Håndberegninger Slide 32 2009 Aker Solutions part of Aker
Er din plattform sikker? part of Aker 2009 Aker Solutions