COMMONWEALTH OF AUSTRALIA
Sections 226 and 708
Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage Act 2006
VARIATION OF PIPELINE LICENCE WA-21-PL
(HALYARD FLOWLINE) (02-2024)
I, STEVEN ROBERT TAYLOR, Delegate of the National Offshore Petroleum Titles Administrator, on behalf of the Commonwealth–Western Australia Offshore Petroleum Joint Authority hereby vary Pipeline Licence WA-21-PL, dated 20 January 2011 (the Licence), for which:
Santos WA Southwest Pty Limited
(ACN 050 611 688)
is the registered titleholder, as set out below.
The variation takes effect on the day on which this notice of variation is published in the Australian Government Gazette.
Made under the Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage Act 2006
of the Commonwealth of Australia
STEVEN ROBERT TAYLOR
DELEGATE OF THE TITLES ADMINISTRATOR
ON BEHALF OF THE COMMONWEALTH–WESTERN AUSTRALIA
OFFSHORE PETROLEUM JOINT AUTHORITY
The route of the Greater East Spar system of pipes is described in the table hereunder, commencing at the Halyard-2 Christmas Tree (XT) Connector and terminating at the western tie-in flange on the East Spar Manifold. Coordinates are based on Geodetic Datum of Australia (GDA94).
Main Halyard Flowline System Co-Ordinates | ||||
| Feature Name | KP | Easting (m) | Northing (m) |
1. | Halyard-2 XT Connector | 0.00 | 283 147 | 7 720 608 |
2. | Greater East Spar PLEM | 0.02 | 283 157 | 7 720 584 |
3. | Greater East Spar Subsea Cooling Skid | 0.05 | 283 171 | 7 720 557 |
4. | Halyard 10” Flowline KP0.0 | 0.06 | 283 175 | 7 720 553 |
5. | Halyard 10” Flowline KP1.0 | 1.00 | 283 612 | 7 719 875 |
6. | Halyard 10” Flowline KP2.0 | 2.00 | 284 204 | 7 719 160 |
7. | Halyard 10” Flowline KP3.0 | 3.00 | 284 361 | 7 718 445 |
8. | Halyard 10” Flowline KP4.0 | 4.00 | 284 811 | 7 717 553 |
9. | Halyard 10” Flowline KP5.0 | 5.00 | 285 263 | 7 716 662 |
10. | Halyard 10” Flowline KP6.0 | 6.00 | 285 715 | 7 715 771 |
11. | Halyard 10” Flowline KP7.0 | 7.00 | 286 086 | 7 714 869 |
12. | Halyard 10” Flowline KP8.0 | 8.00 | 286 535 | 7 713 976 |
13. | Halyard 10” Flowline KP9.0 | 9.00 | 286 985 | 7 713 084 |
14. | Halyard 10” Flowline KP10.0 | 10.00 | 287 434 | 7 712 191 |
15. | Halyard 10” Flowline KP11.0 | 11.00 | 287 881 | 7 711 297 |
16. | Halyard 10” Flowline KP12.0 | 12.00 | 288 330 | 7 710 405 |
17. | Halyard 10” Flowline KP13.0 | 13.00 | 288 778 | 7 709 512 |
18. | Halyard 10” Flowline KP14.0 | 14.00 | 289 226 | 7 708 619 |
19. | Halyard 10” Flowline KP15.0 | 15.00 | 289 674 | 7 707 729 |
20. | Halyard 10” Flowline KP15.6 | 15.59 | 290 088 | 7 707 280 |
21. | East Spar PLEM | 15.60 | 290 091 | 7 707 279 |
22. | East Spar Manifold western flange tie-in spool (end) | 15.61 | 290 101 | 7 707 291 |
Route of Spar-2 Tie-in 8” Flowline Co-Ordinates | ||||
| Feature Name | KP | Easting (m) | Northing (m) |
1. | Spar-2 Christmas Tree (start) | 0.00 | 281 791 | 7 719 735 |
2. | Spar-2 8” Flowline | 1.00 | 282 605 | 7 720 276 |
3. | Spar-2 8” Flowline (end) (GES PLEM) | 1.68 | 283 154 | 7 720 585 |
2. Annexure C “Basis of Design” is varied by updating the items in bold and italics:
General Details | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1. | Pipeline Name (meaningful to industry) | Halyard Flowline | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2. | Total Length of Pipeline (km) | 17.4 (approximate) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
3. | Start point Description | Halyard-2 Christmas Tree Connector | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4. | ‘Start Point of Pipeline Coordinates (GDAA94) a) Northing: b) Easting: | Zone 50
283 147 mN 7 720 608 mE | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
5. | End Point Description | East Spar Manifold | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
6. | ‘End’ Point of Pipeline Coordinate (GDA94) a) Northing: b) Easting: | Zone 50
7 707 290.800 mN 290 101.200 mE | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
7. | Substance to be Conveyed: | Wet Gas and Condensate | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
8. | Characteristics of Substance to be Conveyed; a) Gas Composition: |
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Design Details | Halyard -1 10” Flowline | Spar-2 8” Flowline | GES PLEM | GES SCS | Halyard-2 6” Tie-In Spool | GES PLEM – SCS 6” Tie-In Spool | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
9. | Pipe Dimensions | Outside Diameter (mm) | 328.9 | 268.1 | 168.3 | 168.3 | 168.3 | 168.3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Inside Diameter (mm) | 254 | 203.2 | 139.7 | 146.3 | 131.8 | 131.8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Length of Pipeline (km) | 15.554 | 1.679 | 0.05 | 0.94 | 0.019 to 0.026 | 0.022 (±0.003) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
10. | Nominal Wall Thickness | Standard Wall (mm) | 37.3 | 32.5 | 14.3 | 11.0 | 18.3 | 18.3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Heavy Wall (mm) | 37.5 | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
11. | Design N.B. Assumes nominal contents density of 114 kg/m3
| Initial Design Capacity (TJ/d) | 99.0 | 95 | 150 | 150 | 95 (90 MMscf/d) | 150 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Max Design Capacity (TJ/d) | 250 | 317 | 164 | 164 | 150 (141 MMscf/d) | 150 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Design life (years) | 20 | 20 | 20 | 20 | 10 | 20 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Erosional Velocity (m/s) | 50 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
12. | Pipeline Corrosion Allowance | Internal (mm) | NIL | NIL | NIL | NIL | NIL | NIL | ||||||||||||||||||||||||||||||||
External (mm) | NIL | NIL | NIL | NIL | NIL | NIL | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
13. | Pipe Steel Specification and grade | Pipeline | API 17J Duplex 2101 (7.2 mm thick) | API Spec 17J Duplex 2101 | UNS 31803, 22% Cr Duplex 2205 | UNS 31803, 22% Cr Duplex 2205 | UNS 31803, 22% Cr Duplex 2205 | UNS 31803, 22% Cr Duplex 2205 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Riser | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
14. | Joint type (welded, Mechanical etc) | Mechanical Graylock connectors | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
15. | Pipe Free Span (m) at Location (KP) | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
16. | Yield Strength of Pipe Steel a) Burst Pressure: b) Collapse Pressure c) Failure Pressure |
44 MPag 2.8 MPag 2.9 2848 kN | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Temperature and Pressure Details | Halyard -1 10” Flowline | Spar-2 8” Flowline | GES PLEM | GES SCS | Halyard-2 6” Tie-In Spool | GES PLEM – SCS 6” Tie-In Spool | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
17. | Design Temperature | Pipeline (0C) | 110 | 110 | 121 | 121 | 121 | 121 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Facilities (0C) | 55 | 55 | 55 | 55 | 55 | 55 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
18. | Maximum Operating Temperature | Pipeline (0C) | 98 | 105 | 105 | 105 | 105 | 105 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Facilities/stations (0C) | 55 | 55 | 55 | 55 | 55 | 55 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
19. | Minimum Operating Temperature | Pipeline (0C) | -20 | -20 | -18 | -18 | -18 | -18 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Facilities/stations (0C) | -18 | -20 | -20 | -20 | -20 | -20 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
20. | Design Pressure (MPag) | 22.8 | 22.8 | 34.5 | 22.8 | 34.5 | 34.5 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
21. | Inlet Pressure Range (MPag) | 6.0 to 21.2 | 6.0 to 21.5 | 6.0 to 21.5 | 6.0 to 21.5 | 6.0 to 21.5 | 6.0 to 21.5 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
22. | Outlet Pressure Range (MPag) | 6.0 to 21.2 | 6.0 to 21.5 | 6.0 to 21.5 | 6.0 to 21.5 | 6.0 to 21.5 | 6.0 to 21.5 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
23. | Maximum Allowable Operating Pressure (MPag) | 22.8 at 1100C | 22.8 at 1100C | 22.8 at 1100C
| 22.8 at 1100C | 22.8 at 1100C | 22.8 at 1100C | |||||||||||||||||||||||||||||||||
24. | Field Test Pressure a) Proposed Field Test Pressure: b) Minimum Field Test Pressure [ ] x MAOP = [ ] MPag |
22.80
Minimum Field Test Pressure [1.10] x MAOP = 25.08 MPag
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Pipeline Coatings | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
25. | Protective External Coating Specification and Thickness (mm): | API 17 J; outer sheath MDPE 8 mm | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
26. | Weight Coating Design Specification and Thickness (mm): | None | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
27. | Field Joint Coating: | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
28. | Pipe-to-Pipe Joint Coating: | NORSOK M-501 System 7 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Control Monitoring | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
29. | Pressure and Flow Controls Description: | Located on Halyard Well and John Brookes Platform | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
30. | Safety and Emergency Shutdown Description: | Located on Halyard Well and John Brookes Platform | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
31. | Telemetry Control: | SCADA or equivalent located on John Brookes Platform | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
32. | Pigging Facilities a) General Facilities: b) Description of Pigging Facilities: |
Not Applicable Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
33. | Provisions for cathodic protection of the pipeline: | Sacrificial Al-Zn-In Anodes at flowline end fittings | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
34. | Cathodic Potential Monitoring: | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
35. | Cathodic Protection Test Posts: | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Valves & Inline Facilities | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
36. | Fittings, Valves and Flanges specifications a) Fittings: b) Valves: c) Flanges: d) Halyard-2 Spool: |
ASME B16.5; ASME VIII; DNV OS F101 API 6D; DNV OS F101 ASME B16.5; ASME VII; DNV OS F101 ASME B31.8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
37. | Mainline Valves a) Number of: b) Type: c) Location (at KP): d) Details of Mainline Valves: |
0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
38. | Location of future Off-take Tees (at KP): | None | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
39. | Number of Pipeline Inlet Facilities: | 0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
40. | Pipeline Inlet Facilities Description: | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
41. | Number of Pipeline Outlet Facilities: | 0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
42. | Pipeline Outlet Facilities Description: | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
43. | Compressor Stations (if applicable) a) Number of: b) Location (at KP)|: |
0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
44. | Other Inline Facilities: | None | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Crossings & Pipeline Stabilisation | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
45. | Location of the crossing: | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
46. | Pipeline Crossing Type: | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
47. | Crossings Design Standard: | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
48. | Minimum Earth Cover or Other Means of Stabilisation: | None | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
49. | Anchoring Details: | Not Applicable | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Pipeline Management | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
50. | Environmental Design Criteria Description: | 100 year cyclonic criteria | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
51. | Marine Growth Allowance (mm): | None | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
52. | Risk Management Description: | DNV OS F101 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
PLEM-ES Manifold Tie-in Spool (Rigid Pipe) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
53. | Pipe Outside Diameter (mm) | 355.6 mm | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
54. | Pipe Wall Thickness (mm) | 19.05 mm | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
55. | Pipe Steel Grade and Specification: | Duplex Stainless Steel AA 928 UNS31803 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
56. | Pipe Length (m): | 15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
57. | Design Pressure (MPag): | 22.8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
58. | Design Temperature (0C): | 55 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
59. | Design Code: | ASME B 31.8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
3. The WA-21-PL Pipeline Route Map at Annexure A is deleted and replaced with the maps at Attachment 1.
Attachment 1