Å gjøre det umulige mulig

Hvor lange frie spenn tåler en gassrørledning før havstrømmene sliter den i stykker? Det er spørsmålet en gruppe SINTEF-forskere sammen med Norsk Hydro, NTNU og Reinertsen Engineering skal finne svaret på. Havstrømmene ved Ormen Lange-feltet kan føre til vibrasjoner i røret slik at materialet etter hvert blir utmattet.

Dette skjer der røret ikke ligger i kontakt med havbunnen. Den stive ledningen vil nemlig bli liggende fra topp til topp i ulendt terreng, på opptil 800 meters dyp, i kuldegrader.

– Rørledningen skal legges opp en bratt skråning over et stort ras. De enorme steinmassene har gjort havbunnen svært ujevn, sier prosjektleder Erling Huse fra Marintek.

Rørleggingen skaper de største problemene norsk gassindustri har hatt å bryne seg på så langt. Det har aldri før, heller ikke i internasjonal sammenheng, vært lagt gass- eller oljeledninger med så mange, lange frie spenn på havbunnen. Etter dagens prinsipper er dette ikke mulig. Her kan man ikke slå seg til ro med tidligere begrensninger i metodene som anvendes, her må man sprenge grenser. Og det har forskerne gjort.

– Alternativet til lange spenn er først og fremst å jevne ut havbunnen. Å gjøre dette på så store dyp krever store summer og ressurser. Målet er derfor at rørene skal tåle så lange frie spenn som mulig, sier Huse.

Gassledning i miniformat

I Havlaboratoriet til Marintek tester Huse og teamet hans en rørledning i miniformat, skalaen er 1:17. Det gir mange muligheter å kunne lage og teste modeller av konstruksjoner slik som det gjøres her, og det sparer industrien for mange penger. Her skapes miniatyrutgaver av maritime miljøer. På bassengkanten ligger små båter og detaljerte oljeplattformer fra andre prosjekter som pågår. Marintek har erfaringer fra mange utenlandske oppdrag å støtte seg på når de skal løse problemene med Ormen Lange.

– Vi har lært mye av oppdrag vi har utført rundt feltutbygginger i Brasil, Mexicogulfen, Vest-Afrika og Østen, og dette kommer norsk industri til gode, sier Huse.

Modellen av gassledningen fra Ormen Lange-feltet er tre centimeter i diameter. Under testingen ble den tynne modellen slept fram og tilbake i bassenget. Dette tilsvarer de strømningspåkjenningene som det virkelige røret skal utsettes for. Strøm lages også av maskiner. Arbeidet må være 100 prosent nøyaktig, her er ingenting overlatt til tilfeldighetene. Strømdata som samles inn fra området mellom Ormen Lange og Mørekysten, blir omhyggelig regnet om til den dimensjonen som brukes her.

– Nå til dags har vi i tillegg til modelltestingen både regneprogrammer, numeriske analyser og teorier å støtte oss på. Likevel kan ingenting erstatte modelltestingen, den er fremdeles helt nødvendig. Dersom vi ikke kunne ha testet ut marine konstruksjoner på denne måten, måtte utbyggerne anvendt mye større sikkerhetsmarginer, noe som ville blitt svært dyrt. Poenget er at konstruksjonene skal holde, men de skal ikke overdimensjoneres, sier Huse.

Ny kunnskap – nye regler

Finn Gunnar Nielsen er Hydros leder for prosjektet.

– Med dagens metoder har lengden av de frie spennene vært begrenset til ca. 50 meter. Vi har beregnet at på en gunstig rute fra Ormen Lange-feltet og til land finnes det over 200 steder der vi kan få spenn mellom 50 og 200 meter. Med den nye kunnskapen vi har fått, blant annet fra forsøkene i Havbassenget, ser vi at vi kan flytte grensa fra 50 til opp mot 100-150 meter lange spenn. Vibrasjonene i lange spenn er annerledes enn man har trodd, og dette løser en stor del av problemene for oss. Og sparer oss for store summer, sier Nielsen, som også er professor II ved NTNU.

Det Norske Veritas er en sentral aktør i dette arbeidet. Selskapet har laget et regelverk for beregning av vibrasjoner i frie spenn. På bakgrunn av den nye kunnskapen kan regelverket oppdateres. Marintek har funnet ut hvilke andre krav som må være oppfylt for at spesielt lange spenn skal tillates. Disse kravene knyttes blant annet til strømhastighet, strekk i røret, lengde på spennet og hvor langt det er mellom hvert spenn.

Når spennene blir for lange

Men hva når det blir for langt mellom toppene på havbunnen og strømmen blir for sterk? Er det da noe som kan gjøres for å unngå at gassrørene knekker? Både Marintek og Hydro har forslag til mulige løsninger. Hvilke som skal brukes vil tiden og videre testing vise.

– Én mulighet er å feste en form for spiraler på ledningene. Det er den samme typen spiraler som man kan se utenpå fabrikkpiper, og de gjør at vinden ikke gir så store vibrasjoner i pipene. Disse vibrasjonene er det også vi vil unngå i rørledningene, forklarer Erling Huse.

Spiralene får vannstrømmen til å bevege seg rundt ledningen på en slik måte at de varierende trykk-kreftene opptrer mer tilfeldig langs røret, og dermed reduseres vibrasjonene og utmattingen. Finn Gunnar Nielsen ser også for seg at Hydro må til med sterkere lut enkelte plasser.

– I noen områder må nok vi jevne ut topper i terrenget eller grave grøfter. Andre steder blir det behov for å fylle opp med stein. Dette er kostbare og kompliserte operasjoner på slike havdyp. Andre muligheter for å redusere lengden av de frie spennene, er å øke vekten på røret, slik at det presses ned i havbunnen. Men alle slike tiltak koster penger og vil komplisere leggeprosessen. Her må vi studere de enkelte spennene individuelt og finne den beste løsningen. Uansett må vi være trygge på hvor lange spenn som kan aksepteres uten at vi går på akkord med sikkerheten, sier Nielsen.

Og tiltakene vil bli nøye vurdert, for her er det snakk om store summer. Kostnadene for rørledningene vil bli flere milliarder kroner. Arbeidet med å finne den mest økonomiske løsningen kan fort spare Hydro for mange penger.

Rørleggingen er planlagt å skje i 2005-2006, mens planen for utbygging og drift skal være klar mot slutten av 2003.

Tekst: Mari Rian Hanger

Dette er Ormen Lange

* Norges største gassfelt som er under utvikling, det nest største som finnes i

Norge, etter Trollfeltet.

* Eiere: Norsk Hydro (operatør for utbyggingen), Shell (operatør for driften), Statoil, Petoro a.s, BP og Exxon Mobil (EssoNorge).

* Ligger 120 kilometer vest for Kristiansund.

* Investeringsanslag 30-45 milliarder kroner, inklusive rørledningene, som vil stå for en betydelig del av totalkostnadene.

* Inneholder av utvinnbare ressurser: ca 400 milliarder kubikkmeter gass og 23 millioner kubikkmeter kondensat.

* Planlagt gassproduksjon fra 2007 og i 30 år framover.

* Det skal i slutten av 2002 velges ett av to hovedkonsepter: Enten et komplett utvinnings-, prosess- og eksportanlegg til havs, eller et utvinningsanlegg til havs i kombinasjon med et prosess- og eksportanlegg på land. I dag synes offshore-alternativet rimeligere enn landanlegg. Det er uenighet om hvor gassen eventuelt skal føres i land.

* Dersom problemene rundt Ormen Lange løses, vil det bane vei for flere andre dypvannsfelt.

Beliggenhet og forhold

* For 8000 år siden gikk det et ras utenfor Mørekysten. Steinmassene fra Storeggaraset veltet nedover havbunnen, helt ned til 1000 meters dyp, og gjorde terrenget svært ulendt. Etter 8000 år har fremdeles ikke vannet slipt ned havbunnen. Topper på opptil 60 meter stikker opp. Ormen Lange-feltet ligger ved bunnen av raset.

* Feltet ligger svært dypt, vanndypet er på 1000 meter.

* Det er kuldegrader i vannet.

* I området er det undervannsstrømmer og store bølgehøyder.

Noen tekniske utfordringer

*Å føre stigerør fra havbunnen og opp til en eventuell flytende plattform. Med de høye bølgene og sterke strømmene som finnes i Ormen Lange-området, vil en flytende plattform bevege seg mye. Design av et stordiameter stigerør mellom havbunn og plattform er derfor en stor utfordring. En flytende plattform vil etter hvert bli nødvendig fordi det trengs høyt trykk for å føre gassen helt til land fra et undervannsanlegg. Dette trykket vil, etter hvert som det blir mindre gass i depotet, avta noe.

*Å føre rør gjennom det ulendte terrenget og opp til kontinentalsokkelen og deretter til land, enten til Norskekysten eller til utlandet. Uansett om gassledningene skal legges inn til Mørekysten eller gå til utlandet må en legge rør opp den bratte rasskråningen fra ca. 800 m havdyp til ca. 250 m havdyp.