Snøhvit Tråltest (Video) Page 1
Snøhvit Transport til Melkøya Transport på lekter Transport analyse / Seafastening beregninger utført etter Noble Denton forenklede kriterier: Roll amplitude/period: Pitch amplitude/period: Heave: 20 deg / 10 s 12.5 deg / 10 s 0.2*g Page 2
Snøhvit - Installasjonsmetode Wet towing gjennomført av Aker Marine Contractors med BOA DeepC Template (uten manifold) senkes ned til ca. 40 m vanndyp innaskjærs Bøye som står vertikalt i vannskorpa skaper oppdrift for konstruksjonen Wire koplet til mellom bøye / konstruksjon og til fartøyet. Tauing ut til feltet og nedsenking på sjøbunn Manifold installeres separat med to guidewire Fordel ved wet towing : Unngår de største bølgekreftene (nedsenking i plaskesonen innaskjærs) Slipper å allokere de største (dyreste) løftefartøyene Page 3
Snøhvit - Fundamentering 4 sugeanker med luker som er åpne under selvpenetrering. Penetrasjonsmotstanden er større enn vekt av struktur. Selvpenetrering ca. 50% av skjørtehøyde. Sugesystemet opereres av ROV-pumpe som danner undertrykk inne i sugekammeret. Nødvendig sug: 1.3-2.4 bar. Design krav: alle belastninger skal opptas ved friksjon mellom skjørt og jord Page 4
Snøhvit Struktur Design / Beregninger NORSOK N-001 brukes som den generelle top-level standard for strukturdesign. Her defineres hovedprinsipper som f.eks. limit state design og sikkerhetsformatet. NORSOK N-004 gir regler for blant annet materialvalg, inspeksjonsomfang og en detaljert beregningsmetodikk for rørtverrsnitt NORSOK U-001 og N-003 gir relevante laster Strukturdesign og beregninger blir utført med rammeberegningsprogrammet STAAD/PRO Kodesjekk av bjelker utført i henhold til NS3472 NORSOK N-004 og DNV design regelverk brukes der NS3472 ikke gir tilstrekkelig metodikk Page 5
Lobito-Tomboco - Feltløsning Benguela-Belize Compliant Tower Drill Center A Drill Center C Page 6 Drill Center B
Lobito-Tomboco - Feltløsning Oljefelt i Angola. Operatør: ChevronTexaco Vanndyp: ca. 500m 3 Produksjonsmanifolder forberedt for 5 brønner i cluster løsning 3 vanninjeksjonsmanifolder forberedt for 4 injeksjonsbrønner i cluster løsning Manifoldene har vertikale well jumper og flowline jumper connections Subsea tie-back til platform Benguela-Belize Page 7
Lobito-Tomboco Produksjonsmanifold Hoved dimensjoner: 9.1 x 6.3m. Høyde: 6.1m Installasjonsvekt: ca. 90 T Flexible well jumpere of flowline jumpere Installeres separat, uavhengig av fundamentet Ingen krav til overtrålbarhet Fallende last beskyttelse, krav: 2 kj (100 kg fra 2m høyde) Page 8
Lobito-Tomboco Fundament løsning Fundamentet til produksjonsmanifolden er en Suction Pile Penetrerer 9m ned i sjøbunnen, Diameter: 6m Interface med manifolden er en 5m høy guide mast Fundament selvpenetrer ca. 6m, resten ved hjelp av ROV som pumper ut internt vann og lager undertrykk i kammeret Grunnforholdene offshore Angola er generelt veldig bløt leire Page 9
Lobito-Tomboco Installasjonsmetode Suction Pile og Manifolden blir installert hver for seg Installasjonsfartøy: Toisa Perseus (Subsea7) med hivkompensert kran Løfting av suction pile med Lifting Cap Løfting av manifold med spesialbygd løfteramme. Installasjon på Guide Mast uten guidewire Begrensning under installasjon: Unngå slack slings Page 10
Lobito-Tomboco Struktur Design Struktur beregningene er gjennomført i henhold til: ISO 13819-1: Offshore structures. General requirements ISO 13819-2: Offshore structure. Fixed steel structures DNV-OS-C101: Design of offshore steel structures NS 3472/ NORSOK N-004 brukes der de nevnte standardene ikke gir tilstrekkelig metodikk Page 11
Seven Heads Nøkkeldata 1 stk cluster manifold Irskesjøen. Installert i 2003 Dykkeroperert. Vanndyp: ca. 100m Fundamenteringsystemet: Mudmat med korte skjørt (10 cm) og ballast Bunnforholdene: Hard kalkstein med tynt lag med sand Fisher-friendly tråldesign. Ikke rigide krav til dokumentasjon av overtrålbarhet Page 12