Knowledge basis for repair contingency of pipelines

Transport av olje og gass til landbaserte installasjoner i Norge og Europa skjer hovedsaklig i rørledninger av stål. I de siste årene er rørledninger med innvendig beskyttelse mot korrosjon, i form av et korrosjonsmotstandig stål eller en nikkel-legering, sålkallte clad og lined pipes innstallert på flere felt. I 2014 fantes imidlertid ingen etablerte undervanns reparasjons-prosedyrer for denne typen rørledninger, og dette var en hovedmotivasjon for prosjektet. Det var også mangel på kunnskap om hvordan reparasjonssveising ville kunne påvirke egenskapene til en rørledning som besto av flere typer stål. SINTEF, NTNU og IFE har i nært samarbeid med de nasjonale og internasjonale industripartnerne Equinor, Gassco, Technip, POSCO og EDF Induction bygget en kunnskapbase for utvikling av undervanns reparasjonsprosedyrer av rørledninger og for kontroll av hydrogensprøhet knyttet til dette. Stor oppmerksomhet har blitt viet det å forstå og utvikle en stabil sveiseutførelse ved hjelp av Cold Metal Transfer-metoden (CMT). Det samme har effekten av sveising på materialegenskaper på grenseflaten mellom innvendig korrosjonsbelegg og stål. Dette er nødvendig kunnskap for å kunne utvikle gode sveiseprosedyrer og numeriske modeller av selve sveisinga og sveisens motstand mot brudd. Modelleringsaktiviteten har inkludert modeller av buefysikk, sveisebad, flerstrengssveising med resulterende mikrostruktur, restspenninger og fordeling av hydrogen. Motstand mot brudd ble simulert ved hjelp av finite element simulering med kohesiv sone-elementer utviklet ved SINTEF. Utvikling av diffusjonsmodeller for hydrogen og legeringselementer som funksjon av tid, temperatur, spenninger og plastiske tøyninger har vært sentrale aktiviteter hos SINTEF,IFE og NTNU. Modellene ble verifisert i praktiske sveiseforsøk. En nyvinning eksperimentelt, har vært bruddmekanisk testing av overgang mellom clad-materiale og rørstål under direkt hydrogenpåvirkning. Resultatene fra denne testinga har vist at rør med et tynt nikkel-lag mellom rør og clad gir bedre motstand mot hydrogenindusert brudd. Dette gjelder både før og etter sveising. Hovedårsaken er at Nikkel-laget hindrer diffusjon av karbon fra stål inn i clad, noe som bedrer styrken til stålet samt forhindrer utfelling av kromkarbider i clad, noe som gir sprøhet både med og uten hydrogen tilstede. Prosjektet har vist at det er mulig å gjennomføre undervanns reparasjonssveising med CMT-metoden på 1500 meters dybde med godt resultat sveiseteknisk og gode materialegenskaper i sveiseforbindelsen. Å kunne reparere rørledningene på havbunnen vil spare industrien for kostbar produkssjonsstopp, både knyttet til transport av olje og gass og mulig framtidig hydrogengasstransport.

The project has established that a Ni interlayer between the inner clad and the pipeline steel clearly is preferable with respect to the structural integrity of the pipe in general as in girth repair welding. This influences the requirements from the purchaser to the pipeline producers when ordering new clad pipelines for subsea conditions. The weld research activity has proven that the cold metal transfer weld method (CMT)is well suited for subsea pipeline root pass welding. The results show that remote butt welding of pipes using CMT in the root and pulsed MIG for the fillers up to 150 bar (i.e. a water depth of 1500 m) is feasible and gives acceptable mechanical properties. The method represents cost savings in subsea pipelines repair compared to today's sleeve repair welding method. The project has strengthened the existing collaboration between Kyushu University (Japan) and Norway through joint laboratory experiments and one joint publication.

Steel pipelines represent today the most important infrastructure for transport of oil and gas to onshore facilities in Norway and Europe. Both clad and lined pipes, including pipe-in-pipe, have already been installed (Stjerne-8.8" pipe, Tordis-9.4", Visu nd North-10", all clad pipes installed last year; while Tyrihans-16/18" and Aasta Hansteen-12" are lined pipes). Today, there is no repair contingency available for this kind of pipelines, and relevant knowledge must be built, as described in the research tasks of the present proposal. In parallel, the TTA 4 strategy highlights the technology gap concerning degradation ("Integrity management and risk reduction") with R&D priority addressing the understanding and assessing of degradation mechanisms (includ ing modelling). This is also an important part of the present project. It is recognised that the infrastructure is aging, and also that enhanced lifetime of existing oil and gas fields is targeted. For newly discovered fields, transport is provided by cou pling of new pipes with existing pipeline infrastructure, which means that existing pipelines may face internal flow of constituents they were never designed for, such as hydrogen sulfide or carbon dioxide. In order to maintain Norwegian industry's positi on in the technology front in the TTA 4 area, it is essential with a continuous national emphasis on R&D. To establish knowledge basis for weld repair of both existing and new pipelines, as well as their degradation behaviour is deemed necessary for: - In tegrity management and risk reduction - Enhanced lifetime of existing infrastructure - New fields in environmentally sensitive areas - Aging infrastructure The project structure consists of the following 4 workpackages (WPs): (WP1) Structural integrity, (WP2) Material and process modelling, (WP3) Technical solutions, and (WP4) Demonstrators. The project will address education of 2 PhDs, one related to the weld repair process and one within structural integrity.