Katla Field - Miljødirektoratet - Forside · Doc. no. TNE MTO PTM MGE RA 55 Date Rev. no. Katla...

Katla Field

Metocean Design Basis TNE MTO PTM MGE RA 55

Title:

Katla Field Metocean Design Basis

TNE MTO PTM MGE RA 55

Document no.: Contract no./project no.: Filing no.:

TNE MTO PTM MGE RA 55

Classification: Distribution:

Internal Internal

Distribution date: Rev. date: Rev. no.: Copy no.:

2010-01-16 2010-01-16 1

Author(s)/Source(s):

Martin Mathiesen, Polytec Foundation

Subjects:

Wind, waves, current, temperature and salinity

Remarks:

Valid from: Updated:

Responsible publisher: Authority to approve deviations:

Techn. responsible: Name: Date/Signature:

Responsible: Name: Date/Signature:

TNE MTO PTM MMG MGE Einar Nygaard

Recommended: Name: Date/Signature:

TNE MTO PTM MSR STAV Sverre K. Haver

Approved: Name: Date/Signature:

TNE MTO PTM MMG MGE Eelco van Raaij

Doc. no. TNE MTO PTM MGE RA 55 Date Rev. no.


2010-01-16 1 Table of contents 1 Introduction........................................................................................................................................... 5 1.1 Katla Field............................................................................................................................................... 5 1.2 Codes, regulations and design premises.................................................................................................. 5 1.3 Conventions and definitions.................................................................................................................... 6 1.3.1 Units ........................................................................................................................................................ 6 1.3.2 Directions ................................................................................................................................................ 6 1.3.3 Seasons.................................................................................................................................................... 6 1.3.4 Extremes.................................................................................................................................................. 6 1.3.5 Use of extreme values ............................................................................................................................. 7 1.4 Climate change........................................................................................................................................ 7 2 Wind ....................................................................................................................................................... 8 2.1 Wind data ................................................................................................................................................ 8 2.2 Long-term wind statistics...................................................................................................................... 20 2.3 Wind profile and gust............................................................................................................................ 24 2.4 Wind spectra ......................................................................................................................................... 27 2.5 Operational data .................................................................................................................................... 29 3 Waves ................................................................................................................................................... 33 3.1 Wave data.............................................................................................................................................. 33 3.2 Long-term wave statistics ..................................................................................................................... 35 3.3 Short-term sea states ............................................................................................................................. 48 3.3.1 Wave spectra ......................................................................................................................................... 48 3.3.2 Directional wave spectra ....................................................................................................................... 52 3.3.3 Wave-induced bottom currents ............................................................................................................. 52 3.4 Individual waves ................................................................................................................................... 54 3.5 Operational data .................................................................................................................................... 61 4 Currents ............................................................................................................................................... 67 4.1 Current data........................................................................................................................................... 67 4.2 Long-term current statistics................................................................................................................... 67 5 Water level ........................................................................................................................................... 68 5.1 Tidal elevations ..................................................................................................................................... 68 5.2 Storm surge ........................................................................................................................................... 68 5.3 Total water level.................................................................................................................................... 69 5.4 Sea level rise ......................................................................................................................................... 69 6 Splash zone........................................................................................................................................... 70 7 Marine growth..................................................................................................................................... 71 8 Snow and icing..................................................................................................................................... 72 8.1 General requirements ............................................................................................................................ 72 8.2 Snow ..................................................................................................................................................... 72 8.3 Icing ...................................................................................................................................................... 72 9 Temperatures ...................................................................................................................................... 73

Doc. no. TNE MTO PTM MGE RA 55 Date Rev. no.


2010-01-16 1 9.1 Sea temperatures ................................................................................................................................... 73 9.2 Air temperature ..................................................................................................................................... 75 10 Salinity ................................................................................................................................................. 79 11 References ............................................................................................................................................ 81

Doc. no. TNE MTO PTM MGE RA 55 Date Rev. no. 5 of 82


2010-01-16 1

https://partners.statoil.com/sites/5954103c-658c-40e9-9200-2a4a5ea09dee/MDB Katla/Document library/Katla_Field_Metocean_Design_Basis_Rev_1.doc

1 Introduction

1.1 Katla Field

The Katla Field is located (at 60.30º N, 02.53º E) in the Northern North Sea as shown in Figure 1.1. The water depth is about 110 m. The Katla MDB is also representative for the Oseberg Field.

Figure 1.1 Map showing location of the Katla Field in the Northern North Sea.

1.2 Codes, regulations and design premises

The design of facilities in the petroleum industry is governed by Regulations relating to design and outfitting of facilities etc. in the petroleum activities [1] issued by the Norwegian Petroleum Directorate (presently: Petroleum Safety Authority Norway). Section 10 of the guidelines to these regulations [2] stipulates that in order to fulfil the requirements to loads, load effects, resistance and combinations of loads the following standards should be used:

• For load bearing structures: NORSOK N-001 [3], N-003 [4] and N-004 [5] for steel structures

and NS 3473 [7] for concrete structures. • For pipeline systems: ISO 13623 [9] Chapter 6 and DNV OS-F101 [10] Sections 3,4 and 5 for

steel lines, DNV OS F-201 [11] Sections 3,4 and 5 for catenary metallic risers and API 17J [13] Chapter 5 for flexible pipeline systems.



2010-01-16 1


For structures where both the structural behaviour and the load process are of a linear nature, a long term stochastic response analysis is recommended (by Statoil). This is also the case for slightly non-linear structural systems if some sort of linearization is expected to yield results of sufficient accuracy. For structures dominated by drag induced non-linearities, the design wave concept together with a proper dynamic amplification factor is recommended. If the structure essentially behaves quasi-statically, the design wave concept can be adequate. If dynamics (or for other reasons lower waves) are important, the structural behaviour during a specified design storm can be simulated. In this case, the contour line concept, see e.g. [4] and [21], is recommended, e.g. the 10-2 – probability (annual probability of exceedance) design storm is taken as the most unfavourable sea state along the 10-2 – probability contour line. The duration of the sea state is taken to be 3 hours, and as an estimate of the 10-2 response, the 90% fractile of the 3-hour extreme value distribution is recommended.

1.3 Conventions and definitions

1.3.1 Units

Parameters and data values are (with some exceptions) given in the International System of Units (SI). Current, wind and wave directions are given in degrees (º) measured clockwise from north.

1.3.2 Directions

Current The current direction, measured in degrees clockwise from north, is the direction towards which the current is flowing. Currents of direction 90º are towards the east. Wind The wind direction, measured in degrees clockwise from north, is the direction from which the wind is blowing. Winds of direction 90º are coming from the east. Waves The wave direction, measured in degrees clockwise from north, is the direction from which the waves are coming. Waves of direction 90º are coming from the east.

1.3.3 Seasons

Seasonal variations are given on a monthly basis.

1.3.4 Extremes

Extreme values are, in NORSOK Standard N-003 [4], defined through their annual probabilities of exceedance referred to as q - probability values. A q - probability value is the value corresponding to an



2010-01-16 1


annual probability of exceedance of q. The relationship between annual probability of exceedance, q, and return period, R, is given by:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−−=

R

Tq exp1

(1.1)

where T = 1 year. It is seen that q = 0.63 for R = 1 year and that q is approximately 10-1 and 10-2 for R = 10 and 100 years, respectively.

1.3.5 Use of extreme values

When predicting extreme structural response using directional weather extremes it shall be verified that the obtained extreme response is in agreement with overall requirements regarding annual exceedance probabilities.

1.4 Climate change

The report “Klima i Norge 2100” [20] gives a description of the expected change in climate in Norway and surrounding waters through the 21st century. The climate models predict little or no change in mean wind speed. The frequency of higher wind speeds is expected to increase, but this is uncertain. The climate models predict no change in the wave climate in the Northern North Sea [20, Figure 5.4.4].



2010-01-16 1


2 Wind

2.1 Wind data

Wind data are available from the Wam10 hindcast model operated by the Norwegian Meteorological Institute. The data chosen for analysis are from the grid point at 60.31º N, 02.50º E and cover the period 1958 – 2008 (51 years). The sample interval is 3 hours. The Wam10 wind data are found to be of good quality for wind speeds up to about 15 m/s. Wind speeds higher than this are found to be too low. Consequently, wind speeds higher than 15 m/s have been adjusted (corrected) prior to analysis. The corrected wind speed, UCor, is computed from:

[ ])(1 MinCor UUpUU −+= for MinUU ≥ (2.1) where U is (the Wam10) wind speed, p = 0.01 (m/s)-1 and UMin = 15.0 m/s. Figure 2.1 shows the (all-year) wind rose from the Katla Field for the period 1958 – 2008. The wind rose shows the percentage of observations within each 30° sector. Figure 2.2 and Figure 2.3 show wind roses for each month separately.

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - Year

Figure 2.1 All-year wind rose for the Katla Field for the period 1958 – 2008.



2010-01-16 1




2010-01-16 1


0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - January

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - February

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - March

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - April

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - May

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - June

Figure 2.2 Wind roses for the Katla Field for the months of January – June.



2010-01-16 1


0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - July

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - August

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - September

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - October

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - November

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Wind speed(m/s)

>0 - 5

>5 - 10

>10 - 15

>15 - 20

>20 - 25

>25 - 30

>30

Katla Field - December

Figure 2.3 Wind roses for the Katla Field for the months of July – December.



2010-01-16 1


Table 2.1 shows the annual direction sample distribution of non-exceedance of 1-hour average wind speed at the Katla Field. Table 2.2 - Table 2.4 show the monthly sample distributions. Table 2.5 shows the monthly sample distribution of non-exceedance of wind speed.

Table 2.1 Annual direction sample distribution of non-exceedance (%) of 1-hour average wind speed 10 m above sea level at the Katla Field.

Wind (m/s)

0°

30°

60°

90°

120°

150°

180°

210°

240°

270°

300°

330°

Omni

< 2 0.24 0.26 0.27 0.28 0.26 0.25 0.27 0.26 0.27 0.25 0.24 0.29 3.14 < 4 1.17 1.16 0.98 0.96 1.00 1.09 1.07 1.02 1.03 1.02 1.04 1.17 12.70< 6 2.79 2.49 1.86 1.77 2.09 2.51 2.63 2.44 2.37 2.30 2.40 2.70 28.36< 8 4.76 3.71 2.42 2.29 3.03 4.12 4.79 4.29 4.04 3.81 3.79 4.45 45.50

< 10 6.90 4.74 2.67 2.55 3.76 5.86 7.22 6.15 5.78 5.22 5.08 6.04 61.97< 12 8.78 5.49 2.78 2.70 4.29 7.49 9.37 7.76 7.36 6.36 6.02 7.42 75.80< 14 10.12 5.99 2.83 2.79 4.70 9.02 11.04 8.93 8.49 7.23 6.59 8.34 86.08< 16 10.83 6.24 2.86 2.83 4.94 10.21 12.18 9.67 9.23 7.77 6.93 8.91 92.60< 18 11.13 6.34 2.86 2.84 5.04 11.14 12.91 10.06 9.61 8.07 7.12 9.22 96.35< 20 11.27 6.36 2.86 2.84 5.10 11.72 13.30 10.25 9.76 8.22 7.22 9.39 98.31< 22 11.33 6.37 2.86 2.84 5.13 12.10 13.48 10.32 9.85 8.27 7.27 9.47 99.30< 24 11.37 6.37 5.14 12.30 13.54 10.35 9.88 8.30 7.30 9.50 99.75< 26 11.37 6.37 5.15 12.40 13.56 10.36 9.89 8.31 7.30 9.51 99.92< 28 11.38 5.15 12.44 13.57 10.36 9.89 8.31 7.30 9.51 99.98< 30 11.38 12.45 13.57 9.89 8.31 7.30 9.51 99.99< 32 11.38 12.45 9.89 7.31 9.52 100.00Total 11.38 6.37 2.86 2.84 5.15 12.45 13.57 10.36 9.89 8.31 7.31 9.52 100.00

Mean 9.0 7.5 5.3 5.6 7.7 10.9 10.0 9.2 9.3 8.9 8.3 8.8 9.0

Maximum 31.5 24.1 20.3 21.0 26.3 31.1 29.8 27.8 31.5 28.0 30.9 30.9 31.5



2010-01-16 1


Table 2.2 Direction sample distribution of non-exceedance (%) of 1-hour average wind speed 10 m above sea level for the months January – April at the Katla Field.

Wind (m/s)

0°

30°

60°

90°

120°

150°

180°

210°

240°

270°

300°

330°

Omni

January < 5 1.08 1.25 1.14 0.94 1.03 1.13 0.98 0.94 0.99 1.03 1.08 0.97 12.56

< 10 3.98 3.46 2.27 2.05 2.66 3.72 3.99 4.74 4.69 4.30 4.14 3.80 43.81 < 15 6.90 5.09 2.55 2.48 4.03 8.10 9.72 9.81 9.06 7.59 6.33 6.64 78.30 < 20 7.75 5.37 2.56 2.49 4.41 12.13 13.28 11.86 10.93 9.22 7.12 7.61 94.73 < 25 7.87 5.40 4.52 14.05 13.99 12.27 11.46 9.60 7.31 7.89 99.42 < 30 7.89 4.53 14.34 14.10 12.29 11.53 9.61 7.32 7.91 99.98 Total 7.89 5.40 2.56 2.49 4.53 14.35 14.10 12.29 11.54 9.61 7.32 7.91 100.00Mean 10.1 8.5 6.0 6.6 9.2 13.9 12.6 11.5 11.4 11.1 9.9 10.5 11.1

Maximum 26.3 21.9 16.4 15.5 26.3 31.1 29.8 27.8 31.5 26.7 25.5 25.6 31.5 February

< 5 1.07 1.57 1.65 1.09 1.17 1.35 1.25 1.28 1.26 1.33 0.96 1.12 15.09 < 10 3.48 4.49 2.96 2.07 2.97 4.59 5.33 6.13 5.10 5.08 3.73 3.98 49.91 < 15 5.63 5.88 3.19 2.27 4.28 9.01 10.81 10.67 9.84 8.41 5.91 6.84 82.74 < 20 6.46 5.99 3.22 2.33 4.68 12.59 13.78 12.49 11.39 9.55 6.71 7.82 97.02 < 25 6.65 4.75 13.66 14.26 12.69 11.63 9.78 6.79 8.07 99.84 < 30 6.67 13.77 14.28 8.08 99.99 Total 6.67 5.99 3.22 2.33 4.75 13.78 14.28 12.69 11.63 9.78 6.79 8.08 100.00Mean 10.1 7.7 5.5 5.9 8.9 12.6 11.7 10.5 10.7 10.0 9.8 10.4 10.3

Maximum 26.7 18.8 17.1 17.8 23.3 30.2 26.2 23.2 23.2 24.5 23.7 26.0 30.2 March

< 5 1.22 1.40 1.48 1.31 1.55 1.81 1.48 1.25 1.29 1.19 1.08 1.11 16.17 < 10 4.57 3.86 2.50 2.43 3.95 5.69 6.89 5.56 5.28 4.22 3.70 3.78 52.44 < 15 6.93 4.96 2.66 2.75 5.69 10.75 13.04 9.67 9.29 7.04 5.66 6.87 85.31 < 20 7.47 5.10 2.66 2.77 6.02 14.01 15.88 10.69 10.53 8.07 6.39 8.03 97.62 < 25 7.64 5.11 2.78 6.04 15.07 16.33 10.75 10.69 8.14 6.50 8.16 99.87 < 30 15.18 16.36 100.00Total 7.64 5.11 2.66 2.78 6.04 15.18 16.36 10.75 10.69 8.14 6.50 8.16 100.00Mean 9.4 7.5 5.2 5.8 8.4 12.0 11.2 9.9 10.2 10.0 9.6 10.5 10.0

Maximum 24.7 23.2 14.5 20.8 22.4 28.3 27.1 22.4 23.5 24.5 23.9 24.3 28.3 April

< 5 2.17 2.46 2.27 1.94 2.06 1.96 2.33 1.76 1.73 1.52 1.56 1.90 23.67 < 10 7.56 6.67 4.09 3.67 4.79 6.23 8.48 6.27 5.89 4.44 4.27 5.51 67.89 < 15 11.28 9.58 4.27 3.95 5.58 10.13 12.69 8.55 8.11 6.09 5.42 8.43 94.07 < 20 12.27 10.12 3.95 5.69 11.43 13.62 8.75 8.26 6.25 5.69 9.23 99.53 < 25 12.38 11.61 13.65 6.27 5.69 9.33 99.98 < 30 11.63 100.00Total 12.38 10.12 4.27 3.95 5.69 11.63 13.65 8.75 8.26 6.27 5.69 9.33 100.00Mean 9.1 8.3 5.3 5.4 6.7 9.8 9.0 8.0 8.0 8.0 7.8 9.2 8.3

Maximum 22.0 19.6 14.4 15.5 17.7 26.2 23.3 17.8 17.6 23.0 20.3 23.3 26.2



2010-01-16 1




2010-01-16 1


Table 2.3 Direction sample distribution of non-exceedance (%) of 1-hour average wind speed 10 m above sea level for the months May - August at the Katla Field.

Wind (m/s)

0°

30°

60°

90°

120°

150°

180°

210°

240°

270°

300°

330°

Omni

May < 5 3.23 2.98 1.86 2.21 2.71 2.44 2.17 2.17 1.93 1.93 2.21 2.79 28.64

< 10 12.30 7.35 3.34 3.72 5.60 8.40 8.02 6.10 5.08 4.33 5.07 7.63 76.94 < 15 18.05 9.34 3.55 3.83 6.41 12.43 10.65 7.16 6.23 4.99 5.90 9.18 97.71 < 20 18.47 9.49 3.56 6.51 13.13 10.91 7.26 6.36 5.07 5.95 9.38 99.91 < 25 6.53 13.16 5.08 5.98 9.38 100.00< 30 Total 18.47 9.49 3.56 3.83 6.53 13.16 10.91 7.26 6.36 5.08 5.98 9.38 100.00Mean 8.5 7.3 5.3 4.8 6.4 8.7 8.0 6.9 7.1 6.5 6.5 7.0 7.4

Maximum 18.8 18.8 17.1 14.6 20.4 22.8 17.1 17.1 19.3 21.1 21.5 20.5 22.8 June

< 5 3.14 2.52 1.70 1.94 2.47 2.87 2.83 2.53 2.43 2.39 2.74 3.15 30.72 < 10 12.10 5.78 2.73 2.70 4.56 7.58 9.34 6.68 5.84 6.02 6.66 9.62 79.62 < 15 18.91 6.99 2.79 2.75 4.86 9.45 11.49 7.54 7.35 7.08 7.64 11.75 98.60 < 20 19.58 7.10 4.87 9.60 11.58 7.59 7.44 7.17 7.66 11.83 99.97 < 25 19.59 11.58 7.60 7.45 100.00< 30 Total 19.59 7.10 2.79 2.75 4.87 9.60 11.58 7.60 7.45 7.17 7.66 11.83 100.00Mean 8.9 6.8 4.5 4.0 5.4 7.3 7.4 6.5 7.0 6.7 6.3 7.2 7.1

Maximum 20.0 19.2 14.4 12.0 15.4 18.3 20.0 23.3 22.0 18.3 18.3 16.3 23.3 July

< 5 3.15 2.70 1.49 1.54 1.76 2.44 2.83 2.66 2.83 2.93 3.18 3.87 31.37 < 10 10.46 5.69 2.39 2.42 3.37 7.03 10.01 7.38 7.60 7.41 8.70 11.10 83.55 < 15 15.43 6.35 2.43 2.54 3.56 8.97 11.83 8.06 8.63 8.37 9.62 13.51 99.30 < 20 15.70 3.57 9.08 11.86 8.06 8.69 8.43 9.69 13.60 100.00< 25 < 30 Total 15.70 6.35 2.43 2.54 3.57 9.08 11.86 8.06 8.69 8.43 9.69 13.60 100.00Mean 8.3 5.9 4.7 4.7 5.3 7.4 7.1 6.3 6.6 6.4 6.5 7.1 6.8

Maximum 17.8 15.0 13.7 13.3 17.5 19.6 19.6 15.1 16.4 19.3 18.7 17.9 19.6 August

< 5 3.55 2.55 1.65 1.44 1.68 2.59 2.70 2.59 2.55 2.66 3.24 3.72 30.91 < 10 10.78 5.01 2.74 2.32 3.83 7.58 9.39 7.33 7.61 7.08 7.75 9.58 81.00 < 15 14.33 5.76 2.85 2.47 4.44 10.26 12.38 8.66 9.10 8.02 8.57 11.84 98.69 < 20 14.58 5.78 2.86 4.48 10.57 12.55 8.74 9.23 8.07 8.63 11.98 99.94 < 25 14.60 12.56 9.25 100.00< 30 Total 14.60 5.78 2.86 2.47 4.48 10.57 12.56 8.74 9.25 8.07 8.63 11.98 100.00Mean 7.8 6.0 4.9 4.8 6.5 7.8 7.8 6.9 7.1 6.6 6.3 7.0 7.0

Maximum 21.4 15.9 15.9 14.8 17.6 18.1 20.1 17.5 21.3 16.6 17.8 18.1 21.4



2010-01-16 1




2010-01-16 1


Table 2.4 Direction sample distribution of non-exceedance (%) of 1-hour average wind speed 10 m above sea level for the months September - December at the Katla Field.

Wind (m/s)

0°

30°

60°

90°

120°

150°

180°

210°

240°

270°

300°

330°

Omni

September < 5 1.87 1.55 1.63 1.54 1.70 1.50 1.95 1.91 1.80 1.39 1.53 1.76 20.12

< 10 6.73 4.08 2.73 2.82 4.22 5.96 8.28 7.01 6.83 6.05 5.66 6.16 66.52 < 15 9.38 4.66 2.79 2.99 5.11 10.51 13.10 10.57 10.13 8.78 7.67 8.56 94.26 < 20 9.93 4.75 3.00 5.26 12.16 13.86 11.02 10.65 9.17 7.95 8.84 99.39 < 25 9.99 4.76 3.01 5.29 12.30 13.91 11.12 10.69 9.23 8.02 8.85 99.96 < 30 10.69 9.24 8.03 99.98 Total 9.99 4.76 2.79 3.01 5.29 12.30 13.91 11.12 10.69 9.24 8.05 8.85 100.00Mean 8.6 6.8 4.8 5.3 7.2 10.4 9.3 8.8 8.8 8.8 8.5 8.3 8.6

Maximum 22.9 22.1 13.9 21.0 23.8 22.9 23.0 23.2 26.3 28.0 30.9 21.9 30.9 October

< 5 1.04 1.14 1.08 1.05 1.15 1.57 1.31 1.29 1.27 1.42 1.05 1.19 14.56 < 10 3.55 3.76 2.05 2.29 3.57 6.11 8.33 6.58 5.80 5.04 3.91 3.83 54.81 < 15 5.76 5.12 2.25 2.77 5.01 11.60 14.82 11.21 10.02 7.95 5.82 6.28 88.61 < 20 6.54 5.42 2.29 2.79 5.42 14.50 16.68 12.18 10.90 8.72 6.23 6.83 98.51 < 25 6.72 5.45 2.30 5.50 14.99 16.84 12.28 10.97 8.75 6.36 6.93 99.90 < 30 6.74 15.05 12.29 10.98 99.99 Total 6.75 5.45 2.30 2.79 5.50 15.05 16.84 12.29 10.98 8.75 6.36 6.93 100.00Mean 10.0 8.5 5.7 6.7 8.9 11.4 10.3 9.9 9.8 9.3 9.2 9.5 9.7

Maximum 31.5 21.0 20.3 15.8 24.3 26.8 23.2 25.6 28.6 21.6 23.4 23.8 31.5 November

< 5 1.08 1.13 1.11 1.01 1.17 1.18 1.23 1.23 1.30 1.03 1.10 1.00 13.57 < 10 4.11 3.86 2.16 2.10 3.13 4.29 5.52 5.54 5.57 4.97 4.17 3.99 49.41 < 15 7.06 5.40 2.46 2.48 5.06 8.37 11.05 10.07 9.65 8.17 6.63 7.00 83.41 < 20 8.27 5.79 2.48 2.55 5.54 11.54 13.71 11.45 10.80 9.29 7.21 8.56 97.19 < 25 8.47 5.60 12.62 14.20 11.67 10.94 9.35 7.32 8.81 99.80 < 30 12.73 14.22 8.86 99.98 Total 8.47 5.79 2.48 2.55 5.60 12.73 14.22 11.67 10.94 9.35 7.32 8.87 100.00Mean 10.4 8.5 6.1 6.7 9.2 12.6 11.6 10.4 10.1 10.0 9.4 11.0 10.4

Maximum 24.7 18.8 15.8 18.1 24.6 30.0 27.1 24.6 24.8 23.5 23.0 30.5 30.5 December

< 5 1.19 1.20 1.07 1.05 1.04 1.11 1.12 1.05 0.96 1.14 1.16 1.19 13.28 < 10 4.10 3.38 2.30 2.11 2.74 3.99 4.51 5.67 5.16 4.44 3.78 4.22 46.39 < 15 7.02 4.86 2.46 2.53 4.16 7.12 9.40 10.97 10.18 8.27 6.55 7.46 80.97 < 20 7.96 5.12 2.47 2.56 4.78 9.90 11.94 13.01 12.07 9.73 7.39 8.90 95.84 < 25 8.10 5.16 4.90 11.69 12.54 13.20 12.32 9.95 7.61 9.12 99.65 < 30 8.12 11.95 12.56 13.21 12.33 9.96 7.62 9.15 99.99 Total 8.12 5.16 2.47 2.56 4.90 11.95 12.56 13.21 12.33 9.96 7.62 9.16 100.00Mean 10.1 8.5 5.9 6.7 9.6 13.4 11.9 11.0 11.0 10.7 10.2 10.7 10.8

Maximum 27.6 24.1 16.0 16.4 24.1 28.7 26.6 25.8 25.9 26.8 25.6 30.9 30.9



2010-01-16 1




2010-01-16 1


Table 2.5 Monthly and annual sample distribution of non-exceedance (%) of 1-hour average wind

speed 10 m above sea level at the Katla Field.

Wind (m/s) Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sept Oct Nov Dec Year

< 2 1.84 2.08 2.25 3.24 4.48 5.29 4.47 5.22 2.79 2.22 1.83 1.95 3.14 < 4 7.36 9.43 9.41 14.37 17.44 18.68 18.67 19.47 12.14 9.01 8.21 8.00 12.70< 6 17.29 20.36 21.97 31.99 38.58 40.42 42.87 41.30 27.25 20.26 19.02 18.42 28.36< 8 29.89 33.80 36.14 50.29 59.33 61.72 65.40 63.13 45.98 35.68 32.78 31.14 45.50

< 10 43.15 49.07 51.64 67.10 76.18 78.92 82.81 80.27 65.57 53.98 48.57 45.58 61.97< 12 57.47 64.19 66.61 80.92 88.10 90.54 93.61 91.90 80.47 70.61 63.95 60.64 75.80< 14 71.41 77.10 79.61 90.52 95.49 97.04 98.36 97.26 90.72 83.34 77.34 74.29 86.08< 16 82.69 86.59 88.82 95.89 98.68 99.27 99.71 99.34 96.08 91.51 87.41 84.98 92.60< 18 89.93 93.42 94.67 98.48 99.67 99.80 99.94 99.87 98.45 96.27 93.84 91.75 96.35< 20 94.73 97.02 97.62 99.53 99.91 99.97 100.00 99.94 99.39 98.51 97.19 95.84 98.31< 22 97.65 98.82 99.07 99.88 99.99 99.98 100.00 99.75 99.45 98.86 98.15 99.30< 24 99.01 99.72 99.68 99.96 100.00 100.00 99.94 99.81 99.58 99.28 99.75< 26 99.64 99.89 99.94 99.98 99.97 99.93 99.88 99.85 99.92< 28 99.91 99.98 99.99 100.00 99.98 99.98 99.95 99.97 99.98< 30 99.98 99.99 100.00 99.98 99.99 99.98 99.99 99.99< 32 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00Total 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Mean 11.1 10.3 10.0 8.3 7.4 7.1 6.8 7.0 8.6 9.7 10.4 10.8 9.0

Maximum 31.5 30.2 28.3 26.2 22.8 23.3 19.6 21.4 30.9 31.5 30.5 30.9 31.5



2010-01-16 1


2.2 Long-term wind statistics

The long-term distribution of wind speed is modelled in terms of a Weibull distribution:

⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ −−−=

γ

βαu

uF exp1)( (2.2)

where:

u Wind speed, 1-hour average α Location parameter β Scale parameter γ Shape parameter

Extreme values, uR, corresponding to a return period, R, are obtained by inverting Equation (2.2) for a cumulative probability F = 1 – τ/pR, i.e.:

γτβα

/1

ln ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−+=

pRuR

(2.3)

where

τ Duration of event (= 1 hour for mean wind speed) p Sector or monthly probability (=1/12 for monthly omni-directional distributions) R Return period

The annual probability of exceedance, q, is given by:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−−=

R

Tq exp1

(2.4)

where T = 1 year. It is seen that q = 0.63 for R = 1 year and that q is approximately 10-1 and 10-2 for R = 10 and 100 years, respectively. Figure 2.4 shows the observed and fitted distributions of wind speed at the Katla Field.



2010-01-16 1


Figure 2.4 Observed (green dots) and fitted (red line) distributions of 1-hour average wind speed

at the Katla Field.

In the analyses of directional and monthly extremes the data are smoothed prior to computations. This is done by adding 50 % of the data from the two adjacent sectors (months) to the central sector (month). The probability for each sector (month) is kept unchanged. The directional (monthly) extremes for the most severe direction (150º) and month (January) are adjusted to the omni-directional (all-year) extremes. No adjustment is performed for the other directions (months). Figure 2.5 and Table 2.6 show directional Weibull parameters and corresponding extremes of 1-hour average wind speed at the Katla Field. Figure 2.6 and Table 2.7 show monthly Weibull parameters and corresponding extremes.



2010-01-16 1


0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

0º 30º 60º 90º 120º 150º 180º 210º 240º 270º 300º 330º

Wind spee

d ‐m

/s

Katla Field

q = 0.63

q = 0.10

q = 0.01

Figure 2.5 Direction variation of 1-hour average wind speed of annual probability of exceedance of 0.63, 10-1 and 10-2 10 m above sea level at the Katla Field.

Table 2.6 Directional Weibull parameters and corresponding extreme values for 1-hour average wind speed 10 m above sea level at the Katla Field. Duration of event is 1 hour.

Weibull parameters Annual probability of exceedance Direction

Sector prob. Shape Scale Location 0.63 10-1 10-2

% - m/s m/s m/s m/s m/s 0º 11.38 2.100 9.64 0.13 24 28 31 30º 6.37 2.000 8.89 0.00 22 26 29 60º 2.86 1.741 6.61 0.37 18 22 25 90º 2.84 1.520 6.14 0.73 20 25 29 120º 5.15 1.950 10.06 0.00 26 30 34 150º 12.45 2.155 11.47 0.00 28 32 36 180º 13.57 2.243 11.26 0.01 27 31 34 210º 10.36 2.200 10.62 0.00 25 29 32 240º 9.89 2.200 10.29 0.00 25 28 31 270º 8.31 2.050 9.79 0.14 25 29 32 300º 7.31 1.930 9.08 0.48 24 28 32 330º 9.52 2.000 9.38 0.40 25 29 32

0º - 360º 100.00 2.048 9.96 0.08 29 33 36



2010-01-16 1


0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sept Oct Nov Dec

Wind spee

d ‐m

/s

Katla Field

q = 0.63

q = 0.10

q = 0.01

Figure 2.6 Monthly variation of 1-hour average wind speed of annual probability of exceedance of

0.63, 10-1 and 10-2 10 m above sea level at the Katla Field.

Table 2.7 Monthly and annual Weibull parameters and corresponding extreme values for 1-hour average wind speed 10 m above sea level at the Katla Field. Duration of event is 1 hour.

Weibull parameters Annual probability of exceedance Month

Annual prob. Shape Scale Location 0.63 10-1 10-2

% - m/s m/s m/s m/s m/s Jan 8.33 2.245 12.19 0.00 28 32 36 Feb 8.33 2.237 11.75 0.00 27 31 35 Mar 8.33 2.173 10.86 0.00 26 30 33 Apr 8.33 2.097 9.56 0.00 24 27 30 May 8.33 2.129 8.47 0.00 21 24 26 Jun 8.33 2.185 7.97 0.00 19 22 24 Jul 8.33 2.226 7.78 0.00 18 21 23 Aug 8.33 2.142 8.15 0.08 20 23 25 Sept 8.33 2.178 9.46 0.05 23 26 29 Oct 8.33 2.299 10.81 0.00 25 28 31 Nov 8.33 2.307 11.60 0.00 26 30 33 Dec 8.33 2.282 12.10 0.00 28 32 35 Year 100.00 2.048 9.96 0.08 29 33 36



2010-01-16 1


2.3 Wind profile and gust

According to the NORSOK Standard N-003 [4, Section 6.3.2] the wind speed U(z,t) at height z (m) above sea level and corresponding averaging period t (s) less than or equal to t0 = 3600 s may be calculated as:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅⋅−⋅=

0

ln)(41.01)(),(t

tzIzUtzu u (2.5)

where the 1-hour mean wind speed U(z) (m/s) is given by:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅+⋅=10

ln1)( 0z

CUzU (2.6)

[ ]21

02 15.011073.5 UC ⋅+⋅⋅= −

(2.7)

where the turbulence intensity Iu(z) is given by:

[ ]22.0

0 10043.0106.0

−

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅⋅+⋅=

zUIu (2.8)

where Uo (m/s) is the 1 hour average wind speed at z = 10 m. Figure 2.7 and Table 2.8 show (scaled) wind profiles for wind speeds from 5 to 35 m/s at z = 10 m. Figure 2.8 and Table 2.9 show (scaled) wind profiles for various averaging times when U0 = 36.0 m/s corresponding to an annual probability of exceedance of 10-2. Structures or structural components that are not sensitive to wind gusts may be calculated by considering the wind action as static. In the case of structures or structural parts where the maximum dimension is less than approximately 50 m, 3 s wind gusts shall be used when calculating static wind actions. In the case of structures or structural parts where the maximum length is greater than 50 m, the length of averaging for wind may be increased to 15 s. When design actions due to wind need to be combined with extreme actions due to waves and current and actions due to waves and/or currents are governing, wind speed averaged over a 1 min period can be used. A longer averaging period may be used if properly documented; NORSOK Standard N-003 [4, Section 6.3.3].



2010-01-16 1


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1.10 1.20 1.30 1.40

Height above sea level ‐m

Relative wind speed

Wind Profiles

u10=5 m/s

u10=10 m/s

u10=15 m/s

u10=20 m/s

u10=25 m/s

u10=30 m/s

u10=35 m/s

Figure 2.7 Wind profiles for various values of wind, u10, 10 m above sea level.

Table 2.8 Wind profiles: Wind speed at height z relative to wind speed at z = 10 m.

Wind speed (m/s) at z = 10 m above sea level Height above sea level (m) 5 10 15 20 25 30 35

100 1.17 1.21 1.24 1.26 1.29 1.31 1.33 90 1.17 1.20 1.23 1.25 1.27 1.30 1.31 80 1.16 1.19 1.21 1.24 1.26 1.28 1.30 70 1.15 1.18 1.20 1.22 1.24 1.26 1.28 60 1.14 1.16 1.19 1.21 1.22 1.24 1.26 50 1.12 1.15 1.17 1.18 1.20 1.22 1.23 40 1.11 1.13 1.14 1.16 1.17 1.19 1.20 30 1.08 1.10 1.11 1.13 1.14 1.15 1.16 20 1.05 1.06 1.07 1.08 1.09 1.09 1.10 10 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 8 0.98 0.98 0.98 0.97 0.97 0.97 0.97 6 0.96 0.95 0.95 0.94 0.94 0.93 0.93 4 0.93 0.92 0.91 0.89 0.89 0.88 0.87 2 0.88 0.85 0.83 0.82 0.80 0.78 0.77 1 0.83 0.79 0.76 0.74 0.71 0.69 0.67



2010-01-16 1


0

20

40

60

80

100

120

140

160

1.00 1.10 1.20 1.30 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80

Height above sea level ‐m

Relative wind speed

Wind profiles

1 hour

10 minutes

1 minute

15 seconds

3 seconds

Figure 2.8 Wind profiles for various averaging times when U0 = 36.0 m/s.

Table 2.9 Wind speed at height z relative to wind speed at z = 10 m for various averaging times when U0 = 36.0 m/s corresponding to annual probability of exceedance of 10-2.

Averaging time Height (m) 1 hour 10 minutes 1 minute 15 seconds 3 seconds 10 1.00 1.11 1.26 1.34 1.44 20 1.10 1.21 1.34 1.43 1.52 30 1.16 1.26 1.39 1.47 1.56 40 1.20 1.30 1.43 1.51 1.59 50 1.23 1.33 1.46 1.53 1.62 60 1.26 1.36 1.48 1.55 1.64 70 1.28 1.38 1.50 1.57 1.65 80 1.30 1.39 1.51 1.58 1.67 90 1.32 1.41 1.53 1.60 1.68 100 1.33 1.42 1.54 1.61 1.69 110 1.35 1.44 1.55 1.62 1.70 120 1.36 1.45 1.56 1.63 1.71 130 1.37 1.46 1.57 1.64 1.72 140 1.38 1.47 1.58 1.65 1.73 150 1.39 1.48 1.59 1.66 1.73



2010-01-16 1


2.4 Wind spectra

For structures and structural elements for which the dynamic wind behaviour is of importance, the following 1-point wind spectrum shall be used for the spectral density of the longitudinal wind speed fluctuations [4, Section 6.3.2], Andersen and Løvseth [17]:

( ) nnf

zU

fS35

45.020

~1

1010320

)(+

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛⋅

= (2.9)

where n = 0.468, and

75.003

2

1010172~ −

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛⋅⋅=

Uzff (2.10)

where

S(f) (m2s-2/Hz) Spectral density at frequency f (Hz) z (m) Height above sea level U0 (m/s) 1- hour mean wind speed 10 m above sea level

The wind profile description Equations (2.5) - (2.8) and the spectral description Equations (2.9) - (2.10) are valid both for moderate and strong (extreme) wind speed conditions. However, for moderate conditions (U0 < 15 – 20 m/s) and non-neutral stability conditions both the wind profile and the wind spectrum may deviate significantly from the above neutral descriptions. For the non-neutral wind profile reference is made to Plate [24] and for the wind spectrum to Andersen and Løvseth [18]. The squared correlation between the spectral densities, Equation (2.9), of the longitudinal wind speed fluctuations of frequency f between two points is described in terms of the two-point coherence spectrum. The recommended coherence spectrum between two points at:

• levels z1 and z2 • across-wind positions y1 and y2 • along-wind positions x1 and x2

is given by:



2010-01-16 1


⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛⋅−= ∑

=

21

3

1

2

0

1exp)(i

iAU

fCoh (2.11)

where

iii pg

qi

rii zfA −⋅Δ⋅⋅= α (2.12)

( )10

21

21 zzzg

⋅= (2.13)

where the coefficients αi, pi, qi, ri and the separations Δi are given in Table 2.10.

Table 2.10 Coefficients and separation for the 3-D (i = 1, 2, 3) coherence spectrum. Separations are given by absolute values.

i Δ qi pi ri αi 1 |x2 – x1| 1.00 0.4 0.92 2.9 2 |y2 - y1| 1.00 0.4 0.92 45.0 3 |z2 - z1| 1.25 0.5 0.85 13.0



2010-01-16 1


2.5 Operational data

Marine operations may be delayed due to wind speeds exceeding prescribed operational levels (limits) leading to a possible increase in the duration of the operations. Marine operations which must be completed without break are called critical. Otherwise they are termed non-critical. The duration statistics presented in the present report is restricted to critical operations, only. Figure 2.9 illustrates how the duration of a critical operation is defined.

Figure 2.9 Example of a critical operation limited by wind speed 10 m/s and needing 12 hours of work

to be completed. Work starts as wind speed becomes lower than 10 m/s and is completed before the wind speed exceeds 10 m/s. The duration of the operation is the time from arrival at time t = 0 to completion. The initial window is too short to be used.

Figure 2.10 - Figure 2.15 show expected duration of operations limited by wind speeds of 10 and 15 m/s for 12, 24 and 48 hours. The figures show the expected mean duration and 10, 50 and 90 percentiles. The figures show duration characteristics for completing a critical operation including waiting time. Duration is measured from the day the operation is ready for launching. The day of launching is assumed to be an arbitrary day within the relevant month.



2010-01-16 1


Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Mean 2.9 2.3 2.0 1.1 0.9 0.9 0.8 0.8 1.3 1.9 2.0 2.4

P10 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

P50 1.6 1.3 1.1 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 1.0 1.2 1.4

P90 7.1 5.5 4.7 2.5 2.0 1.8 1.6 1.7 3.0 4.4 4.7 5.6

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

Du

rati

on

-d

ays

U < 10 m/s for 12 hours

Mean

P10

P50

P90

Figure 2.10 Expected duration, including waiting time, in order to perform operations limited by a wind

speed (U) of 10 m/s for 12 hours.


Mean 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.7 0.8 0.8

P10 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

P50 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

P90 1.9 1.6 1.4 0.7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.7 1.2 1.5 1.6

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90

Figure 2.11 Expected duration, including waiting time, in order to perform operations limited by a wind speed (U) of 15 m/s for 12 hours.



2010-01-16 1



Mean 6.0 4.9 4.6 2.4 1.8 1.7 1.6 1.7 2.9 4.3 5.0 6.0

P10 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

P50 3.8 2.8 2.7 1.5 1.0 1.0 1.0 1.0 1.7 2.6 3.1 3.5

P90 14.1 10.7 11.1 4.9 3.6 3.2 3.0 3.4 6.2 10.3 11.7 14.4

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90

Figure 2.12 Expected duration, including waiting time, in order to perform operations limited by a wind

speed (U) of 10 m/s for 24 hours.


Mean 2.0 1.7 1.5 1.2 1.1 1.0 1.0 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

P10 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

P50 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

P90 4.1 3.3 2.8 1.7 1.0 1.0 1.0 1.0 1.8 2.4 3.0 3.4

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90




2010-01-16 1



Mean 15.8 12.2 9.4 5.4 4.0 3.8 3.4 4.3 8.4 11.8 14.4 15.1

P10 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0

P50 11.5 8.6 6.9 4.0 2.8 2.5 2.0 2.6 4.8 7.6 9.3 9.6

P90 34.2 27.7 21.3 11.3 7.5 7.5 6.4 8.4 19.0 28.0 35.3 36.6

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90



Mean 4.8 3.7 3.5 2.5 2.2 2.1 2.1 2.1 2.6 3.1 3.7 4.2

P10 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0

P50 3.0 2.1 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.4 2.7

P90 10.2 7.3 6.7 3.9 2.5 2.0 2.0 2.0 4.3 5.6 7.2 8.2

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90




2010-01-16 1


3 Waves

3.1 Wave data

Wave data are available from the WAM hindcast model operated by the Norwegian Meteorological Institute. The data chosen for analysis are from the grid point at 60.31º N, 02.50º E and cover the period 1958 – 2008 (51 years). The sample interval is 3 hours. The Wam10 wave height data are found to be of (very) good quality. Figure 3.1 show the all-year wave rose, i.e. the sample direction distribution of significant wave height, at the Katla Field.

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

0% 5% 10% 15% 20%

Significantwave height

>0 - 2

>2 - 4

>4 - 6

>6 - 8

>8 - 10

>10 - 12

>12

Katla Field

Figure 3.1 All-year wave rose for the Katla Field for the period 1958 - 2008.

Table 3.1 shows the annual direction sample distribution of non-exceedance and Table 3.2 the monthly sample distribution of non-exceedance of wind speed.



2010-01-16 1


Table 3.1 Annual direction sample distributions of non-exceedance (%) of significant wave height (HS)

at the Katla Field.

HS (m) 0° 30° 60° 90° 120° 150° 180° 210° 240° 270° 300° 330° Omni

< 1 2.60 0.67 0.14 0.09 0.16 0.51 0.85 0.94 0.93 1.39 1.42 1.47 11.17 < 2 11.23 2.37 0.49 0.39 0.68 3.35 4.44 4.01 3.87 4.82 4.75 6.15 46.55 < 3 16.49 3.14 0.59 0.50 0.92 5.99 7.38 6.45 6.45 7.43 6.82 9.43 71.59 < 4 18.76 3.50 0.62 0.53 1.02 8.01 9.06 8.07 8.20 9.01 7.90 11.17 85.86 < 5 19.73 3.58 0.62 0.54 1.05 9.39 10.02 8.98 9.10 9.85 8.43 12.09 93.37 < 6 20.11 3.60 0.62 0.54 1.05 10.18 10.49 9.41 9.53 10.26 8.68 12.58 97.04 < 7 20.27 3.60 1.05 10.60 10.68 9.65 9.69 10.46 8.80 12.84 98.81 < 8 20.35 1.05 10.81 10.76 9.68 9.76 10.54 8.86 12.98 99.56 < 9 20.38 10.90 10.78 9.69 9.79 10.57 8.89 13.03 99.86 < 10 20.40 10.93 10.79 9.70 9.79 10.58 8.89 13.05 99.96 < 11 20.40 10.94 9.70 9.80 10.59 8.89 13.06 99.99 < 12 20.41 9.70 9.80 10.59 8.90 13.06 100.00< 13 9.70 8.90 13.06 100.00< 14 13.06 100.00Total 20.41 3.60 0.62 0.54 1.05 10.94 10.79 9.70 9.80 10.59 8.90 13.06 100.00

Mean 2.1 1.8 1.5 1.6 1.8 3.1 2.6 2.6 2.6 2.4 2.2 2.4 2.4

Maximum 11.7 6.6 5.3 5.1 6.2 10.9 9.9 12.2 11.7 11.7 12.9 13.6 13.6

Table 3.2 Monthly and annual sample distributions of non-exceedance (%) of significant wave height (HS) at the Katla Field.

HS (m) Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sept Oct Nov Dec Year

< 1 1.57 2.88 3.67 9.85 18.41 24.27 29.40 26.27 9.59 3.35 2.15 1.89 11.17 < 2 18.91 26.40 29.05 50.95 68.13 75.29 81.01 77.39 52.56 33.31 23.66 20.65 46.55 < 3 45.76 54.21 58.04 78.17 89.34 93.43 96.11 94.62 79.75 65.11 55.33 48.37 71.59 < 4 68.47 74.77 78.88 91.30 97.07 98.55 99.38 98.87 92.34 82.90 76.27 71.00 85.86 < 5 83.27 87.47 90.21 96.55 99.26 99.75 99.89 99.79 97.39 92.96 88.57 85.07 93.37 < 6 91.48 94.58 95.63 98.74 99.82 99.95 99.97 99.93 98.97 97.26 95.16 92.95 97.04 < 7 96.31 97.96 98.27 99.57 99.93 99.98 100.00 99.98 99.62 99.09 98.01 97.00 98.81 < 8 98.51 99.30 99.46 99.84 99.99 100.00 100.00 99.87 99.55 99.35 98.85 99.56 < 9 99.46 99.76 99.91 99.97 100.00 99.94 99.76 99.83 99.64 99.86 < 10 99.83 99.96 100.00 100.00 99.97 99.87 99.96 99.88 99.96 < 11 99.97 100.00 99.98 99.99 99.98 99.97 99.99 < 12 99.99 99.99 100.00 99.99 99.98 100.00< 13 100.00 100.00 100.00 99.98 100.00< 14 100.00 100.00Total 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Mean 3.4 3.1 2.9 2.2 1.7 1.6 1.4 1.5 2.2 2.7 3.1 3.3 2.4

Maximum 12.2 10.7 9.5 9.5 8.0 7.6 6.7 7.3 12.9 11.7 12.2 13.6 13.6



2010-01-16 1


3.2 Long-term wave statistics

The long-term distribution of significant wave height is modelled in terms of a Weibull distribution:

⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ −−−=

γ

βαh

hF exp1)( (3.1)

where:

h Significant wave height α Location parameter β Scale parameter γ Shape parameter

Extreme values, hR, corresponding to a return period, R, are obtained by inverting Equation (3.1) for a cumulative probability F = 1 – τ/pR, i.e.:

γτβα

/1

ln ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−+=

pRhR

(3.2)

where

τ Duration of event (= 3 hours for significant wave height) p Sector or monthly probability (=1/12 for monthly omni-directional distributions) R Return period

The annual probability of exceedance, q, is given by:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−−=

R

Tq exp1

(3.3)

where T = 1 year. It is seen that q = 0.63 for R = 1 year and that q is approximately 10-1 and 10-2 for R = 10 and 100 years, respectively. Figure 3.2 shows the observed and fitted distributions of significant wave height at the Katla Field.



2010-01-16 1


Figure 3.2 Observed (green dots) and fitted (red line) distributions of significant wave height at the Katla Field.

In the analyses of directional and monthly extremes the data are smoothed prior to computations. This is done by adding 50 % of the data from the two adjacent sectors (months) to the central sector (month). The probability for each sector (month) is kept unchanged. The directional (monthly) extremes for the most severe direction (330º) and month (January) are adjusted to the omni-directional (all-year) extremes. No adjustment is performed for the other directions (months).



2010-01-16 1


Figure 3.3 and Table 3.3 show directional Weibull parameters and corresponding extremes of significant wave height at the Katla Field. Figure 3.4 and Table 3.4 show monthly Weibull parameters and corresponding extremes.



2010-01-16 1


0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

0º 30º 60º 90º 120º 150º 180º 210º 240º 270º 300º 330º

Significant w

ave he

ight ‐m

Katla Field

q = 0.63

q = 0.10

q = 0.01

Figure 3.3 Direction variation of significant wave height of annual probability of exceedance of 0.63, 10-1 and 10-2 at the Katla Field fields.

Table 3.3 Directional Weibull parameters and corresponding extreme values for significant wave height at the Katla Field. Duration of event is 3 hours.

Weibull parameters Annual probability of exceedance Direction

Sector prob. Shape Scale Location 0.63 10-1 10-2

% - m m m m m 0º 20.41 1.110 1.55 0.63 8.9 11.5 14.1 30º 3.60 1.110 1.39 0.63 6.2 8.6 11.0 60º 0.62 1.410 1.38 0.40 3.3 4.9 6.2 90º 0.54 1.414 1.30 0.46 3.1 4.6 5.8 120º 1.05 1.520 2.67 0.36 6.4 8.8 10.9 150º 10.94 1.580 2.70 0.38 8.6 10.5 12.3 180º 10.79 1.490 2.48 0.40 8.4 10.5 12.3 210º 9.70 1.460 2.42 0.33 8.3 10.4 12.3 240º 9.80 1.440 2.39 0.33 8.3 10.4 12.4 270º 10.59 1.370 2.22 0.34 8.3 10.5 12.6 300º 8.90 1.220 2.00 0.43 8.6 11.3 13.8 330º 13.06 1.140 1.77 0.55 9.0 11.8 14.5

0º - 360º 100.00 1.330 2.09 0.44 10.4 12.5 14.5



2010-01-16 1


0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0


significant w

ave he

ight ‐m

Katla Field

q = 0.63

q = 0.10

q = 0.01

Figure 3.4 Monthly variation of significant wave height of annual probability of exceedance of 0.63, 10-1 and 10-2 at the Katla Field.

Table 3.4 Monthly and annual Weibull parameters and corresponding extreme values for significant wave height at the Katla Field. Duration of event is 3 hours.

Weibull parameters Annual probability of exceedance Month

Annual prob. Shape Scale Location 0.63 10-1 10-2

% - m m m m m Jan 8.33 1.465 2.84 0.71 9.8 12.2 14.5 Feb 8.33 1.520 2.73 0.62 9.0 11.2 13.1 Mar 8.33 1.510 2.43 0.54 8.0 10.0 11.8 Apr 8.33 1.350 1.83 0.53 7.0 8.9 10.7 May 8.33 1.217 1.31 0.52 5.8 7.6 9.3 Jun 8.33 1.240 1.14 0.46 5.0 6.4 7.8 Jul 8.33 1.210 1.06 0.43 4.8 6.2 7.6 Aug 8.33 1.080 1.08 0.55 5.8 7.8 9.7 Sept 8.33 1.200 1.58 0.60 7.1 9.3 11.5 Oct 8.33 1.330 2.07 0.73 8.2 10.4 12.5 Nov 8.33 1.420 2.44 0.78 8.9 11.1 13.2 Dec 8.33 1.500 2.74 0.76 9.3 11.5 13.5 Year 100.00 1.330 2.09 0.44 10.4 12.5 14.5



2010-01-16 1


A short term sea state is for most practical purposes reasonably well characterized by the significant wave height, Hs, and the spectral peak period, Tp. The long term variation of the wave climate can be described by the joint probability density function for Hs and Tp, and is given by:

)|()(),( | spHTsHpsTH htfhfthfspsps

⋅= (3.4)

where

( )⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⋅−

−⋅⋅⋅⋅

= 2

2

2)ln(

exp2

1)(α

θαπ

s

s

sH

h

hhf

s for η≤sh

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

− ββ

ρρρβ ss

sH

hhhf

sexp)(

1

for η>sh (3.5)

and

( )⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⋅

−−⋅

⋅⋅⋅= 2

2

1 2)ln(

exp2

1)|(σ

μ

σπp

p

spHT

t

thtf

sp (3.6)

where

321

ashaa ⋅+=μ

)exp( 3212

shbbb ⋅−⋅+=σ (3.7)

In this formulation the LoNoWe (LogNormal-Weibull) distribution, Equation (3.5), replaces the three-parameter Weibull distribution, Equation (3.1). This choice is made in order to provide a better fit to the data in the lower tail of the distribution. The LoNoWe distribution is fitted to the data such that the extreme value corresponding to an annual probability of exceedance of 10-2 is equal to the corresponding value obtained when fitting a three-parameter Weibull distribution to the data, i.e. as given in Table 3.3 and Table 3.4. Table 3.5 shows the coefficients determined for the annual omni-directional distribution for use in long-term response analyses.



2010-01-16 1


Table 3.5 Parameters in the annual omni-directional joint distribution for HS and Tp.

Parameters β ρ η α θ a1 a2 a3 b1 b2 b3 Omni-directional

Year 1.363 2.263 4.025 0.569 0.699 1.722 0.305 0.469 0.005 0.128 0.479 Figure 3.5 and Table 3.6 show spectral period given significant wave height. The reason for the row like occurrences of observed spectral peak periods is the frequency resolution used in wave hindcast model. This could have been avoided by smoothing of the wave spectra calculated by the hindcast model. The crude frequency resolution is not expected to affect the fitted joint model significantly. Table 3.7 shows omni-directional extreme significant wave heights and corresponding spectral peak periods. Table 3.8 and Table 3.9 show monthly and directional extreme significant wave heights and corresponding spectral peak periods. (See Chapter 1.3.5 if directional extremes are to be used for design).



2010-01-16 1


Figure 3.5 Spectral peak period for given significant wave height at the Katla Field.

Table 3.6 Spectral peak period Tp as a function of significant wave height HS at the Katla Field: Mean

value and 90 % confidence band.

Spectral peak period Tp – (s) Significant wave height HS – (m) 5 % Mean 95 %

1.0 4.7 7.9 12.2 2.0 5.8 8.8 12.5 3.0 6.8 9.5 12.7 4.0 7.8 10.2 12.9 5.0 8.7 10.8 13.2 6.0 9.5 11.4 13.6 7.0 10.2 12.0 14.0 8.0 10.9 12.6 14.5 9.0 11.5 13.2 15.1

10.0 12.1 13.8 15.6 11.0 12.6 14.4 16.2 12.0 13.2 14.9 16.8 13.0 13.7 15.5 17.4 14.0 14.2 16.1 18.0 15.0 14.7 16.6 18.6



2010-01-16 1


Table 3.7 Omni-directional extreme significant wave heights and corresponding spectral peak periods; mean values and 90 % confidence bands.

Spectral peak period Tp – (s) Annual probability of

exceedance

Significant wave height

HS – (m) 5 % Mean 95 %

0.63 10.4 12.3 14.0 15.8 10-1 12.5 13.5 15.2 17.1 10-2 14.5 14.5 16.3 18.3 10-4 18.2 16.4 18.4 20.7

The most consistent estimate for the q - annual probability load/response is obtained by performing a full long term analysis. Details regarding long-term response analysis are found in e.g. [21]. For a very complex response problem a full long term analysis will typically be out of reach. For such cases one can estimate the q - annual probability response using the environmental contour method. This method is also described into some detail in [21]. The major steps of the method are also stated in NORSOK Standard N-003 [4, Section 6.2.2.2]. They are:

i. At first the q-probability contour lines must be established for e.g. significant wave height and spectral peak period. The q - probability contour line provides all pairs of Hs and Tp corresponding to an annual probability of being “exceeded” by q.

ii. For a given response problem one has to find the most unfavourable sea state along the q - probability contour line.

iii. For the worst sea state along the contour the distribution function for the 3-hour maximum response is established.

iv. Finally, the q-probability value of the selected response quantity is estimated by the value of the 3-hour extreme value distribution that is exceeded by probability 1-α. For q = 10-2, NORSOK Standard N-003 [4, Section 6.2.2.3] recommends α = 0.85 – 0.9.

It must be remembered that the environmental contour method is an approximate method. The free parameter of the method is α. There are some few examples showing that the best estimate would be obtained for an α-value lower than 0.85 and there are examples that the “correct” value of α is larger than 0.9. The “true” value of α can only be found if it is calibrated to the result of a long term analysis. Figure 3.6 and Table 3.10 show q – probability contour lines of Hs – Tp for q = 0.63, 10-1, 10-2 and 10-4 for omni-directional waves. Table 3.11 shows the expected scatter diagram of significant wave height and spectral peak period for a period of 100 years.



2010-01-16 1


Table 3.8 Monthly extreme significant wave height (HS) and spectral peak period (Tp) at the Katla

Field.

Annual probability (q) of exceedance q = 0.63 q = 10-1 q = 10-2

Month

Annual

probability HS (m) Tp (s) HS (m) Tp (s) HS (m) Tp (s) Jan 8.33 9.8 13.7 12.2 15.1 14.5 16.3 Feb 8.33 9.0 13.2 11.2 14.5 13.1 15.6 Mar 8.33 8.0 12.6 10.0 13.8 11.8 14.8 Apr 8.33 7.0 12.0 8.9 13.1 10.7 14.2 May 8.33 5.8 11.3 7.6 12.4 9.3 13.4 Jun 8.33 5.0 10.8 6.4 11.7 7.8 12.5 Jul 8.33 4.8 10.7 6.2 11.6 7.6 12.4 Aug 8.33 5.8 11.3 7.8 12.5 9.7 13.6 Sept 8.33 7.1 12.1 9.3 13.4 11.5 14.6 Oct 8.33 8.2 12.7 10.4 14.0 12.5 15.2 Nov 8.33 8.9 13.1 11.2 14.4 13.2 15.6 Dec 8.33 9.3 13.4 11.5 14.7 13.6 15.8 Year 100.00 10.4 14.0 12.5 15.2 14.5 16.3

Table 3.9 Directional extreme significant wave height (HS) and spectral peak period (Tp) at the Katla Field.

Annual probability (q) of exceedance q = 0.63 q = 10-1 q = 10-2

Direction

sector

Sector

probability HS (m) Tp (s) HS (m) Tp (s) HS (m) Tp (s) 0º 20.41 8.9 13.1 11.5 14.6 14.1 16.1 30º 3.60 6.2 11.5 8.6 13.0 11.0 14.3 60º 0.62 3.3 9.7 4.9 10.7 6.2 11.5 90º 0.54 3.1 9.6 4.6 10.5 5.8 11.3 120º 1.05 6.4 11.6 8.8 13.1 10.9 14.3 150º 10.94 8.6 12.9 10.5 14.1 12.3 15.1 180º 10.79 8.4 12.9 10.5 14.0 12.3 15.1 210º 9.70 8.3 12.8 10.4 14.0 12.3 15.1 240º 9.80 8.3 12.8 10.4 14.0 12.4 15.1 270º 10.59 8.3 12.8 10.5 14.1 12.6 15.2 300º 8.90 8.6 13.0 11.3 14.5 13.8 15.9 330º 13.06 9.0 13.2 11.8 14.8 14.5 16.4

0º-360º 100.00 10.4 14.0 12.5 15.2 14.5 16.3



2010-01-16 1


Figure 3.6 q – probability contour lines of HS – Tp for q = 0.63, 10-1, 10-2 and 10-4 for omni-directional

waves at the Katla Field. Duration of sea state is 3 hours.

Table 3.10 q – probability contour values of HS – Tp for q = 0.63, 10-1, 10-2 and 10-4 for omni-directional

waves at the Katla Field. Duration of sea state is 3 hours. TpL and TpH are lower and higher limits of Tp, respectively.

Annual probability of exceedance 0.63 10-1 10-2 10-4

HS (m)

TpL (s)

TpH (s)

HS (m)

TpL (s)

TpH (s)

HS (m)

TpL (s)

TpH (s)

HS (m)

TpL (s)

TpH (s)

10.4 14.0 14.0 12.5 15.2 15.2 14.5 16.3 16.3 18.2 18.4 18.4 10.0 12.8 14.7 12.0 13.8 16.1 14.0 14.8 17.3 18.0 17.3 19.3 9.0 11.5 15.0 11.0 12.5 16.3 13.0 13.5 17.6 17.0 15.6 20.0 8.0 10.4 15.1 10.0 11.5 16.4 12.0 12.5 17.7 16.0 14.5 20.2 7.0 9.4 15.2 9.0 10.6 16.3 11.0 11.6 17.6 15.0 13.6 20.2 6.0 8.4 15.4 8.0 9.7 16.3 10.0 10.8 17.5 14.0 12.8 20.1 5.0 7.3 15.7 7.0 8.7 16.4 9.0 10.0 17.3 13.0 12.0 19.9 4.0 6.1 16.4 6.0 7.8 16.6 8.0 9.1 17.3 12.0 11.3 19.7 5.0 6.7 17.1 7.0 8.2 17.4 11.0 10.6 19.4 4.0 5.6 18.0 6.0 7.3 17.7 10.0 9.8 19.2



2010-01-16 1




2010-01-16 1


Table 3.11 Expected scatter diagram of significant wave height (HS) and spectral peak period (Tp) for a period of 100 years.

Duration of sea state is 3 hours.

Spectral peak period (Tp) - (s) HS (m) 0-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 > 20 Sum

0-1 150 1242 3503 5412 5865 5101 3851 2647 1707 1055 633 373 217 125 72 41 24 14 19 32050 1-2 7 364 3201 10451 18465 21918 19926 15073 10018 6069 3439 1856 967 491 245 121 59 29 27 112727 2-3 4 200 1939 7093 13551 16538 14700 10396 6217 3283 1579 708 301 123 49 19 7 4 76714 3-4 2 88 952 3809 7553 9015 7406 4601 2315 991 375 129 41 12 4 1 37294 4-5 1 45 531 2212 4304 4730 3368 1718 677 218 60 15 3 1 17882 5-6 1 30 349 1400 2477 2335 1346 527 152 34 6 1 8658 6-7 1 24 247 857 1267 954 420 120 24 4 0 3917 7-8 1 22 177 481 551 314 102 21 3 1671 8-9 1 21 118 233 197 84 20 3 677

9-10 2 19 68 94 58 18 3 262 10-11 2 14 32 31 14 4 1 97 11-12 2 8 12 9 3 1 34 12-13 1 4 4 2 1 12 13-14 1 1 1 4 14-15 1 1 Sum 158 1610 6906 17891 32421 44940 50453 47408 37790 25532 14555 7070 3048 1253 525 231 107 51 51 291999



2010-01-16 1


3.3 Short-term sea states

3.3.1 Wave spectra

A sea state may be modelled in terms of a directional wave spectrum of the form:

)()(),( θθ DfSfS = (3.8) where S(f) is the frequency spectrum and D(θ) is the direction distribution defined such that:

∫ =π

θθ2

0

1)( dD (3.9)

The NORSOK Standard N-003 [4, Section 6.2.2.3] advocates use of the Torsethaugen frequency spectrum [25]:

)()()( fSfSfS WindseaSwell += (3.10) where SSwell(f) and SWind sea(f) are modified JONSWAP spectra representing swell and wind seas contributions, respectively. The modification is primarily that the Torsethaugen spectrum decays according to f-4, while the JONSWAP model decays according to f-5. The dividing line (in the HS – Tp plane) between wind seas and swell is the limiting sea defined by:

3/1Sff HaT = sma f

3/16.6 −⋅= (3.11) where Tf is the spectral peak period of the limiting sea. When Tp ≤ Tf wind sea (spectral peak) dominates, whereas swell sea dominates when Tp > Tf. In principle af will be fetch dependent, [25], but for most offshore sites at the Norwegian Continental Shelf, af = 6.6 m-1/3s is a good approximation for storm conditions The JONSWAP spectrum may be used to describe pure wind seas. This spectrum can be defined in terms of three parameters: the significant wave height, HS, the spectral peak period, Tp, and the peak enhancement factor, γ:

( ) ⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −−−−

⋅−⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

2

5.0exp45

2 )ln(287.0145exp

165)(

σγγ

p

p

f

ff

pppS f

f

f

fTHfS (3.12)

where fp = 1/Tp is the spectral peak frequency.



2010-01-16 1


0.07 for f ≤ fp {=σ 0.09 for f > fp

(3.13)

The peak-enhancement factor γ can be computed from [25]:

7/6

2

22.42 ⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

p

S

gT

Hπγ (3.14)

where g = 9.81 m/s2 is acceleration due to gravity. A comparison between the Torsethaugen and JONSWAP spectral models is shown in Figure 3.7. The adequacy of using the JONSWAP spectrum for a sea state characterized by Hs and Tp should be assessed in view of the particular application. As a first assumption it is assumed that if the important sea states are located within a ± 2 s band around the boundary given by Equation (3.11), the JONSWAP gives acceptable results. If for a given application, the JONSWAP spectrum within this range gives larger response than the Torsethaugen spectrum, it is recommended that the most unfavourable spectral model is used. In such cases one should carry out a sensitivity study regarding the peak-enhancement factor and ensure that recommendations are robust regarding uncertainties in this parameter.



2010-01-16 1


(a)

Hs = 10.0m, Tp =10.0sd = 380m

0

50

100

150

200

250

300

0 0.04 0.08 0.12 0.16 0.2

Frequency (Hz)

Sp

ec

tra

l De

ns

ity

(m

**2

*s) Torsethaugen (2004)

JONSWAP

(b)

Hs = 10.0m, Tp =14.0sd = 380m

0

50

100

150

200

250

0 0.04 0.08 0.12 0.16 0.2

Frequency (Hz)

Sp

ec

tra

l De

ns

ity

(m

**2


JONSWAP

(c)

Hs = 10.0m, Tp =20.0sd = 380m

0

50

100

150

200

250

300

0 0.04 0.08 0.12 0.16 0.2

Frequency (Hz)

Sp

ec

tra

l Den

sity

(m

**2


JONSWAP

Figure 3.7 Comparison of JONSWAP and Torsethaugen spectral models for sea states with different spectral

peak periods: (a) Wind sea dominated sea state, (b) Boundary sea state and (c) Swell dominated sea state.



2010-01-16 1




2010-01-16 1


3.3.2 Directional wave spectra

The direction distribution can be modelled by [12, Section 3.4.4]:

)(cos)( mn

WKD θθθ −= 22πθθπ

≤−≤− m (3.15) where Kw is a scaling factor given by:

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +Γ⋅

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +Γ

=

21

2

12

n

n

KW

π (3.16)

and θm is the mean wave direction. Γ() denotes the Gamma function. The power factor n describes the degree of directional spreading of the waves. For wind seas n should be varied between 2 and 10 if short-crested sea is to be used. Swell seas shall be considered as being long-crested (n → ∞). It is for most cases conservative to use long crested sea for extreme value predictions. Ship rolling for a weather vaning ship will be an exception. For final design of a new installation it is recommended that long crested sea is used when it is a conservative approach. However, if short crested sea shall be used n should be taken as the most conservative value in the range from 2 to 10 for the wind sea. When utilizing short crested sea, it shall as far as possible be verified that the modelling of short crested sea is representative for the wave events causing the governing loads on the structure under consideration

3.3.3 Wave-induced bottom currents

How to determine wave-induced oscillatory currents at pipeline level (near sea bed) is described in [12, Sections 3.3.5-6]. For most practical cases linear wave theory can be applied. Wave boundary layer effects can normally be neglected. The velocity spectrum Suu(f) at pipe level is given in term of the wave spectrum S(f):

)()()( 2 fSfGfSuu = (3.17) The transfer function G(f) is given by:



2010-01-16 1


)sinh())(cosh(2)(

kh

eDkffG

+⋅= π (3.18)

where:

k Wave number D Outer pipeline diameter (including coating) e Gap between pipeline and sea bed h Water depth (to sea bottom)

Spectral moments Mn of order n are computed from:

∫∞

=0

)( dffSfM uun

n (3.19)

From the spectral moments the following parameters are computed: Significant horizontal flow velocity (orbital velocity amplitude) at pipe level:

02 MU S = (3.20)

and mean zero up-crossing period of oscillating flow at pipe level:

2

0

M

MTu = (3.21)

The effect of wave directionality and wave spreading may be introduced in the form of a reduction factor RD on the significant flow velocity [12, Section 3.4.3]:

SDW URU = (3.22) The reduction factor RD depends on the wave direction relative to the pipeline normal and the directional spreading given in terms of the n-power in the directional wave spectrum, see Equation (3.15). Table 3.12 shows wave-induced bottom current speed US and corresponding zero-crossing period Tu, based on the JONSWAP and Torsethaugen spectra. The significant wave height – spectral peak data are as given in Table 3.6.



2010-01-16 1


Table 3.12 Wave induced significant current speed (US) and corresponding zero crossing period (Tu) at

sea bottom at 110 m depth). Computations based on JONSWAP and Torsethaugen spectra.

JONSWAP spectrum Torsethaugen spectrum HS (m)

Tp (s)

US (cm/s)

Tu (s)

US (cm/s)

Tu (s)

1 7.9 0 10.5 0 10.8 2 8.8 1 11.3 1 11.6 3 9.5 3 11.9 3 12.1 4 10.2 5 12.5 5 12.6 5 10.8 8 12.9 8 13.1 6 11.4 12 13.2 12 13.5 7 12.0 17 13.6 17 13.9 8 12.6 24 14.0 23 14.3 9 13.2 31 14.4 30 14.7

10 13.8 39 14.9 38 15.1 11 14.4 48 15.3 46 15.6 12 14.9 57 15.7 55 15.9 13 15.5 68 16.2 65 16.4 14 16.1 79 16.6 76 16.7 15 16.6 90 17.0 87 17.1

3.4 Individual waves

The short term distribution of individual wave heights is modelled using the Rayleigh distribution as proposed by Næss [23].

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−−−=

2

12exp1)(

SH h

hhF

ρ (3.23)

where H and h are wave heights, hS is significant wave height and ρ is the correlation coefficient between the crest height and the adjacent trough depth. The correlation coefficient is set equal to ρ = -0.73, corresponding to a JONSWAP peak enhancement parameter γ = 3.3. The long term distribution of individual wave heights is given by:

∫ ∫∞ ∞

+

+=

0 0|0

0

),(),|(),(1)( pspsTHpsTHHpsH dtdhthfthhFthhFpsps

νν

(3.24)



2010-01-16 1


where ),(0 ps th+ν is the expected zero-up-crossing wave frequency for a given sea state and +0ν is the

long term average zero-up-crossing wave frequency given by:

∫ ∫∞ ∞

++ =0 0

00 ),(),( pspsTHps dtdhthfthps

νν (3.25)

Values corresponding to an annual exceedance probability of q are estimated by:

hqH n

qhF =− )(1 (3.26)

where nh is the expected number of waves per year ( 7105.0 ⋅≈ ). Table 3.13 shows the computed design wave heights. The wave periods in Table 3.13 are the peak periods from the q-probability sea states multiplied by 0.9. When the design wave approach is adopted for load calculations a 5th order Stokes profile is recommended with respect to wave profile and wave kinematics. This is in accordance with the NORSOK Standard N-003 [4, Section 6.2.2.4] recommendations. If a design wave is calibrated to match the result of a long-term analysis, a first order Stokes wave will possibly be acceptable. For air gap assessments, 10-2 – and 10-4 – probability crest heights shall be predicted by a long term analysis using the Forristall distribution [19] as the short term crest height distribution, i.e. by replacing the short term wave height distribution in the integral in Eq. (3.24) with the short term crest height distribution. The Forristall distribution of crest heights, η, for a given sea state is modelled in terms of a two-parameter Weibull distribution:

( )⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−=

β

αηη

SHF exp1 (3.27)

where β is the shape parameter and α a scale parameter. The Weibull parameters α and β are expressed as functions of wave steepness and Ursell number. The steepness parameter, s1, is defined by:

201

12

m

S

gT

Hs

π= (3.28)



2010-01-16 1


where the mean period Tm01 is given by:

∫

∫∞

∞

=

0

001

)(

)(

dfffS

dffS

Tm (3.29)

The Ursell number, Ur, is defined by:

321 dk

HU S

r = (3.30)

where k1 is the wave number corresponding Tm01 and d is water depth. For long-crested seas the parameters α and β are given by:

rUs 1060.02892.03536.0 1 ++=α (3.31)

rUs 0968.01597.22 1 +−=β (3.32) The crest height of the q-probability 5th order Stoke wave will be lower than the underlying q-probability crest height due to the inherent randomness of the crest height given the q-probability wave height. Table 3.13 shows crest heights computed based on both Stokes 5th order theory and Forristall’s model (for long crested seas). The Forristall crest height model is in agreement with a second order model for the surface elevation process. In extreme sea states with steep waves, higher order non-linearities are likely to result in extreme crest heights slightly in the excess of the Forristall predictions. However, this is assumed to be compensated for by inherent conservatisms introduced when predicting q-probability extremes by a long term analysis assuming statistical independence between all individual crest heights. Design wave heights versus direction sectors are given in Table 3.14. These wave heights are determined from the significant wave heights given in Table 3.9 by assuming that Hmax/HS for each sector is equal to Hmax/HS for omni-directional seas and reflect the same relative severity as shown by that table. These waves can serve as input to a simplified fatigue calculation. It is important to keep in mind that the heights should be associated with a Stokes 5th order profile, or a sinusoidal profile if that is expected to give results of sufficient accuracy. The latter assumption is a common approach for design of floaters, but the height and period combination used should be calibrated against long-term response analysis. When using the design wave heights of Table 3.14 for obtaining characteristic response for design for the various directions, it must be verified that the finally selected design response corresponds to an annual exceedance probability being in agreement with governing rules and regulations.



2010-01-16 1


Table 3.15 shows the expected scatter diagram of wave height and wave period for a period of 100 years.



2010-01-16 1


Table 3.13 Design wave heights for selected annual exceedance probabilities. Crest heights based on

Stokes 5th order theory (for load calculations) and Forristall’s theory (for air gap calculations) are given.

Crest height (m) Wave period (s) Annual exceedance probability

Wave height (m) Stokes V Forristall 5 % Mean 95 %

0.63 20.6 11.7 12.4 11.1 12.6 14.3 10-1 24.2 13.9 14.7 12.1 13.7 15.4 10-2 28.0 16.2 17.0 13.0 14.7 16.5 10-4 35.6 21.2 21.9 14.7 16.6 18.6

Table 3.14 Design wave height versus direction. Annual exceedance probability is 10-2.

Wave period (s) Direction (º)

Wave height (m) 5 % Mean 95 %

345 - 15 27.2 12.8 14.5 16.3 15 - 45 21.2 11.4 12.9 14.6 45 - 75 11.9 8.6 10.4 12.3 75 - 105 11.2 8.4 10.2 12.2 105 - 135 21.0 11.3 12.9 14.5 135 - 165 23.7 12.0 13.6 15.3 165 - 195 23.8 12.0 13.6 15.3 195 - 225 23.7 12.0 13.6 15.3 225 - 255 23.9 12.0 13.6 15.3 255 - 285 24.3 12.1 13.7 15.4 285 - 315 26.7 12.7 14.4 16.1 315 - 345 28.1 13.1 14.7 16.5 0 - 360 28.0 13.0 14.7 16.5



2010-01-16 1


Table 3.15 Expected scatter diagram of wave height (H) and wave period (T) for a period of 100 years. Table continues on following page.

Wave period (T) – (s) H (m) 2 -3 3 – 4 4 – 5 5 – 6 6 – 7 7 – 8 8 – 9 9 – 10 10 – 11 11 – 12 12 - 13 13 - 14 14 - 15 15 - 16 0 – 1 5555599 24982385 46770804 52866707 43663128 29508053 17523281 9566789 4946392 2470904 1209036 585120 282031 136138 1 – 2 3833019 15070061 29505058 35681450 31188402 21784396 12962479 6871950 3352904 1542775 682072 293958 124974 2 – 3 334811 2185659 6709067 11673674 13317392 11111965 7353149 4087260 1988053 872496 353971 135471 49787 3 - 4 288577 1401917 3473260 5166825 5220717 3921532 2342904 1170750 507861 196842 69762 23051 4 – 5 264231 927635 1829359 2288324 1995957 1311308 688609 302408 115060 39023 12077 5 – 6 47389 238941 625478 971452 992983 727070 407850 184848 70619 23549 7060 6 – 7 8458 59580 205847 397604 479153 394486 239147 113450 44268 14813 4407 7 – 8 14310 65505 157634 224573 209010 138020 69227 27926 9511 2854 8 – 9 3360 20282 60728 102396 108136 78233 41802 17587 6157 1882 9 – 10 6112 22775 45518 54705 43552 24933 11013 3990 1251 10 - 11 1798 8340 19780 27114 23835 14684 6843 2579 833 11 - 12 518 2990 8422 13190 12837 8539 4215 1658 553 12 - 13 1052 3521 6309 6812 4906 2572 1059 366 13 - 14 364 1448 2971 3565 2785 1555 672 241 14 - 15 124 587 1380 1841 1563 931 423 158 15 - 16 42 235 632 940 868 553 265 103 16 - 17 93 286 474 477 325 164 66 17 - 18 36 128 237 260 190 101 43 18 - 19 14 57 117 140 110 62 27 19 - 20 5 25 57 75 63 38 17 20 - 21 11 28 40 36 23 11 21 - 22 5 13 21 20 14 7 22 - 23 2 6 11 11 8 4 23 - 34 1 3 6 6 5 3 24 - 25 1 3 3 3 2 25 - 26 1 1 2 2 1 26 - 27 1 1 1 1 27 - 28 1 1 Sum 5555599 29150215 64315101 90802827 95735338 81935571 59551788 37678670 21105332 10628789 4903216 2121915 885343 365917



2010-01-16 1


Table 3.15 Continued.

Wave period (T) – (s) H (m) 16 – 17 17 – 18 18 – 19 19 – 20 20 – 21 21 – 22 22 – 23 23 – 24 24 – 25 25 – 26 26 – 27 27 – 28 28 - 29 Sum 0 – 1 66470 33739 17435 7714 2642 853 310 115 39 12 3 1 66470 240195700 1 – 2 53020 22680 9714 3966 1428 428 107 24 5 1 53020 162984871 2 – 3 17871 6390 2299 785 231 59 13 3 17871 60200406 3 - 4 7228 2191 652 187 48 10 2 7228 23794316 4 – 5 3479 949 249 63 14 3 1 3479 9778749 5 – 6 1953 510 128 31 7 2 1953 4299870 6 – 7 1204 311 78 19 5 1 1204 1962831 7 – 8 783 204 51 13 3 1 783 919625 8 – 9 524 138 35 9 2 1 524 441272 9 – 10 355 95 25 6 2 355 214332 10 - 11 242 66 17 4 1 242 106136 11 - 12 165 46 12 3 1 165 53149 12 - 13 112 32 9 2 1 112 26753 13 - 14 76 22 6 2 76 13707 14 - 15 51 15 4 1 51 7078 15 - 16 34 10 3 1 34 3686 16 - 17 23 7 2 1 23 1918 17 - 18 15 5 1 15 1016 18 - 19 10 3 1 10 541 19 - 20 7 2 1 7 290 20 - 21 4 1 4 154 21 - 22 3 1 3 84 22 - 23 2 1 2 45 23 - 34 1 1 25 24 - 25 1 1 13 25 - 26 7 26 - 27 4 27 – 28 2

Sum 153633 67418 30722 12807 4385 1358 433 142 44 13 3 1 153633 505006580



2010-01-16 1


3.5 Operational data

Marine operations may be delayed due to significant wave heights exceeding prescribed operational levels (limits) leading to a possible increase in the duration of the operations Marine operations which must be completed without break are called critical. Otherwise they are termed non-critical. The duration statistics presented in the present report is restricted to critical operations, only. Figure 2.9 illustrates how the duration of a critical operation is defined. Figure 3.8 - Figure 3.16 show expected duration of operations limited by significant wave heights of 2.0, 3.0 and 4.0 m for 12, 24 and 48 hours. The figures show the expected mean duration and 10, 50 and 90 percentiles. The figures show duration characteristics for completing a critical operation including waiting time. Duration is measured from the day the operation is ready for launching. The day of launching is assumed to be an arbitrary day within the relevant month.


Mean 9.3 6.4 5.0 1.9 1.1 0.9 0.8 0.9 2.3 4.5 5.9 9.0

P10 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

P50 5.6 3.4 2.7 0.9 0.5 0.5 0.5 0.5 0.8 2.2 3.4 4.9

P90 22.4 16.1 12.3 4.9 2.7 2.0 1.7 1.9 5.9 11.3 15.2 23.6

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

Du

rati

on

-d

ays

Hs < 2 m for 12 hours

Mean

P10

P50

P90

Figure 3.8 Expected duration, including waiting time, in order to perform operations limited by a significant wave height (Hs) of 2.0 m for 12 hours.



2010-01-16 1



Mean 2.5 1.9 1.6 0.9 0.6 0.6 0.6 0.6 0.9 1.3 1.6 2.2

P10 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

P50 1.2 0.8 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.8 1.1

P90 6.4 4.7 3.9 1.8 1.0 0.5 0.5 0.5 1.9 3.1 3.9 5.5

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90



Mean 1.2 1.0 0.9 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.8 0.9 1.1

P10 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

P50 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

P90 2.8 2.3 1.8 0.8 0.5 0.5 0.5 0.5 0.8 1.5 1.9 2.4

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90




2010-01-16 1



Mean 13.5 9.5 7.8 3.2 2.0 1.7 1.5 1.8 4.1 8.8 11.6 14.7

P10 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

P50 10.5 5.6 5.0 2.0 1.0 1.0 1.0 1.0 2.0 4.8 6.8 8.8

P90 30.5 24.6 19.3 7.3 4.3 3.5 2.9 3.4 9.9 23.4 27.3 37.7

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90



Mean 5.0 3.8 3.2 1.6 1.2 1.1 1.1 1.1 1.7 2.5 3.3 4.6

P10 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

P50 2.7 2.0 1.7 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.2 2.0 2.6

P90 12.7 8.3 7.4 3.2 2.0 1.4 1.0 1.3 3.4 5.6 7.9 10.7

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90




2010-01-16 1



Mean 2.3 1.9 1.7 1.2 1.1 1.0 1.0 1.0 1.2 1.6 1.8 2.1

P10 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

P50 1.1 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

P90 5.1 3.8 3.2 1.9 1.0 1.0 1.0 1.0 1.8 2.9 3.5 4.4

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90



Mean 28.0 18.4 13.0 6.4 4.2 3.6 3.1 4.0 10.0 21.4 27.4 29.7

P10 3.6 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.9 3.2

P50 21.9 13.3 10.5 4.7 2.8 2.0 2.0 2.0 5.3 11.1 15.8 18.2

P90 63.1 43.1 28.3 13.9 8.3 7.2 5.6 7.9 21.9 56.2 69.9 74.1

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90




2010-01-16 1



Mean 11.4 8.6 6.6 3.3 2.6 2.3 2.2 2.3 3.6 5.5 7.9 11.6

P10 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0

P50 6.7 5.0 4.3 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 3.6 4.9 6.6

P90 25.9 20.6 14.9 6.3 4.2 3.5 2.5 3.5 7.3 11.6 17.4 28.6

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90



Mean 5.2 4.2 3.6 2.5 2.1 2.1 2.0 2.1 2.6 3.4 4.1 4.7

P10 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0

P50 3.3 2.4 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.6 3.1

P90 11.4 8.3 7.0 4.0 2.0 2.0 2.0 2.0 4.2 6.3 8.8 9.5

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

Du

rati

on

-d

ays


Mean

P10

P50

P90




2010-01-16 1




2010-01-16 1


4 Currents

4.1 Current data

Data from current measurements at the Katla Field are not available. Data from other locations in the Northern North Sea exist. The data from these locations do, however, vary considerably as regards the direction distribution of the current speed. Consequently these data are not suitable for estimation of directional extreme currents.

4.2 Long-term current statistics

Table 4.1 shows estimates of extreme omni-directional current speed at the Katla Field. These estimates are (mainly) based on data from analysis of measured data from the Statfjord Field and from various locations along the upper western slope of the Norwegian Trench.

Table 4.1 Estimates of extreme omni-directional current speed (cm/s) at the Katla Field.

Annual probability of exceedance Depth 0.63 10-1 10-2

Surface 105 115 125 25 m 90 100 110 50 m 90 100 110 75 m 80 90 100

3 m above se bottom 60 65 70



2010-01-16 1


5 Water level

5.1 Tidal elevations

Tidal variations at the Katla Field have been computed using the NAO99.b tidal prediction system [14]. Figure 5.1 shows characteristic tidal variations during a lunar month (27.55 days). The highest astronomical tide (HAT) is found to be 85 cm (above means sea level).

0 7 14 21 28Elapsed day

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

Tid

al a

mp

litu

de

- c

m

Katla Field

Figure 5.1 Characteristic tidal variations during a lunar month (27.55 days) at the Katla Field.

5.2 Storm surge

Storm surges in the open ocean are generally due to increase in water level because of reduced barometric air pressure; called pressure surge. The “rule of thumb” is that a reduction in barometric pressure by 1 hPa increases the water level by 0.01 m (1 cm). Storm surge data are obtained from the NEXTRA hindcast data base [16]. The storm surge with annual probability of exceedance of 10-2 is found to be about 0.8 m.



2010-01-16 1


5.3 Total water level

Table 5.1 shows estimates of total extreme water levels to be expected at the Katla Field. The tidal amplitude of 10-2 annual probability is equal to half the difference between the highest (HAT) and the lowest (LAT) astronomical tide.

Table 5.1 Estimates of extreme water levels (m) above mean sea level.

Annual probability of exceedance 10-2 10-4

Tidal amplitude 0.9 0.0 Storm surge 0.8 1.0

Wave crest height 17.0 21.9

Total water level 18.7 22.9 Uncertainties in absolute crest height level due to uncertainties in water depth, wave-structure interactions, platform setting and reservoir subsidence must be considered by the designer. In addition to uncertainties given above, the user of this document should keep in mind the following:

i. Tidal amplitude is not included when predicting total water level at 10-4 annual probability. ii. Predicted crest height is in agreement with second order surface processes. The “steady state”

effects of higher order terms are modest. However, higher order terms may open for a modulation behaviour of the surface elevation process.

iii. Prediction of quantities corresponding to annual exceedance probability of 10-4 from at best some few decades of data will be associated with considerable uncertainties. The value given herein is considered a best estimate, i.e. no margin for uncertainties are added.

In order to investigate platform robustness against the most extreme waves, it is recommended to assess structural integrity for an accidental crest height (10-4 – annual probability crest height) 10% larger than the value given in Table 5.1.

5.4 Sea level rise

An additional increase in water level may be due to climatic effects; e.g. thermal expansion of the oceans and melting of glaziers. This effect is estimated to be in the range 0.2 – 0.6 m by the year 2100 [22, Table SPM.1]. The present rate of sea level rise is about 3 mm/year.



2010-01-16 1


6 Splash zone

The splash zone is that part of the load-bearing structures which is subjected to repeated sea water wetting and drying. In NORSOK N-005 [6] the term splash zone is related to condition monitoring, i.e. the act of discovering serious damage or defects on the load-bearing structures. The Operator may, as appropriate, define the splash zone altering from the physical splash zone, dependent on types of structure and condition monitoring philosophy. The splash zone for fixed platforms can be taken from 4 m below the lowest tide to 5 m above the highest tide (NORSOK N-001 [3], Section 7.2.5). Floating production vessels do not have a typical “splash zone”, since this zone can be made accessible for inspection and maintenance by ballasting to a lesser draft (weather permitting).



2010-01-16 1


7 Marine growth

Recommendations regarding marine growth are provided in the NORSOK Standard N-003 [4, Section 6.6.1]: Marine growth is a common designation for a surface coat on marine structures, caused by plants, animals and bacteria. Marine growth may cause increased hydrodynamic actions, increased weight and increased hydrodynamic additional mass and may influence hydrodynamic instability as a result of vortex shedding and possible corrosion effects. Table 7.1 provides information on the thickness of marine growth that may be used in the calculation of structural actions.

Table 7.1 Thickness of marine growth at the Katla Field. Data from [4, Section 6.6.1].

Water depth (m)

Thickness (mm)

Above + 2 0 +2 to -40 60 Below -40 30

The thickness of marine growth may be assumed to increase linearly to the given values over a period of 2 years after the structure has been placed in the sea. Unless more accurate data are available, the roughness height may be taken as 20 mm below + 2 m. The roughness should be taken into consideration when determining the coefficients in Morison’s equation. The weight of marine growth is classified as a variable functional action. Unless more accurate data are available, the specific weight of the marine growth in air may be set equal to 13 kN/m3. If marine growth exceeds the values for which the installation is documented, cleaning may be omitted if a new analysis shows that the structure has sufficient strength. The data on marine growth may be changed if (more accurate) data from measurements at the Katla Field become available.



2010-01-16 1


8 Snow and icing

8.1 General requirements

For Ultimate Limit State (ULS) conditions icing with annual probability of exceedance equal to 10-2 shall be considered in combinations with other environmental conditions with annual probability of exceedance equal to 10-1. Snow is considered a separate load, NORSOK Standard N-003 [4, Section 6.7].

8.2 Snow

Characteristic snow action may be set equal to 0.5 kPa [4, Section 6.4.1]. Shape factors as given in Norwegian Standard NS 3491-3 [8] may be used.

8.3 Icing

Two types of icing may occur: atmospheric icing and ice accretion by sea spray. Atmospheric icing caused by rain and snow gives a hard and even surface. Glazed frost appears on upward and windward facing surfaces between 5 m above mean sea level and the top of the structure. Ice accretion by sea spray depends mainly on wind speed and temperature. Table 8.1 show the ice characteristics (with annual probability of 10-2) for the two types of icing.

Table 8.1 Ice characteristics with annual probability of 10-2. The data are from [4, Section 6.4.2].

Ice caused be sea spray Ice caused by rain and snow Height above sea level

(m) Thickness

(mm) Density (kg/m3)

Thickness (mm)

Density (kg/m3)

5 – 10 80 850 10 900 10 – 25 Linear reduction

from 80 to 0 Linear reduction from 850 to 500

10 900

Above 25 0 - 10 900 Because accumulation of snow and glazed frost occurs mostly at temperatures in the range 0 – 3 ºC and sea spray occurs at temperatures well below these (temperatures), simultaneous occurrence of ice caused by rain and snow and ice caused by sea spray is unlikely.



2010-01-16 1


9 Temperatures

9.1 Sea temperatures

Sea temperature profiles for the Katla Field are available from the World Ocean Atlas 2005 [15]. Figure 9.1 shows monthly mean sea temperature profiles.

‐110‐100‐90‐80‐70‐60‐50‐40‐30‐20‐100

4 6 8 10 12 14 16

Water dep

th ‐m

Sea temperature ‐ °C

Katla Field Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Figure 9.1 Monthly mean sea temperature profiles at the Katla Field.

Table 9.1 shows monthly variation in sea temperature at selected depths. Table 9.2 shows the corresponding standard deviations. Minimum and maximum sea temperatures may be approximated by:

TMinimum = TMean –3.5 σT TMaximum = TMean +3.5 σT

where σT is the standard deviation in sea temperature as given in the tables.



2010-01-16 1


Table 9.1 Monthly mean sea temperature at selected water depths at the Katla Field.

Depth Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sept Oct Nov Dec Surface 7.33 6.72 6.18 6.47 7.87 10.63 12.94 13.87 12.40 10.85 9.31 8.40

10 m 7.35 6.79 6.27 6.44 7.62 10.19 12.53 13.63 12.45 10.86 9.32 8.38 20 m 7.41 6.88 6.37 6.50 7.42 9.26 11.23 12.59 12.22 10.87 9.37 8.41 30 m 7.48 6.96 6.48 6.60 7.29 8.42 9.56 10.66 11.61 10.81 9.42 8.48 40 m 7.55 7.03 6.55 6.67 7.23 8.06 8.82 9.67 10.65 10.51 9.45 8.56 50 m 7.62 7.09 6.62 6.75 7.17 7.70 8.08 8.69 9.70 10.20 9.48 8.64 60 m 7.64 7.14 6.66 6.78 7.13 7.60 7.91 8.44 9.28 9.81 9.40 8.65 70 m 7.67 7.19 6.71 6.82 7.08 7.49 7.74 8.19 8.87 9.42 9.32 8.66 80 m 7.70 7.23 6.74 6.86 7.06 7.41 7.63 8.02 8.59 9.11 9.21 8.65 90 m 7.74 7.25 6.77 6.89 7.06 7.37 7.59 7.92 8.44 8.88 9.06 8.62

100 m 7.79 7.28 6.80 6.93 7.06 7.33 7.54 7.82 8.29 8.64 8.91 8.58 110 m 7.88 7.36 6.88 6.98 7.11 7.34 7.55 7.84 8.27 8.62 8.92 8.62

Table 9.2 Standard deviation of monthly mean sea temperature at selected water depths at the Katla Field.


10 m 0.87 0.74 0.72 0.95 0.89 1.07 1.07 1.36 1.11 0.81 0.50 0.51 20 m 0.87 0.73 0.70 0.86 0.80 1.04 1.29 1.46 1.09 0.80 0.51 0.51 30 m 0.87 0.72 0.65 0.76 0.70 0.95 1.25 1.26 1.25 0.77 0.50 0.50 40 m 0.86 0.73 0.64 0.72 0.69 0.81 1.00 1.04 1.09 0.75 0.50 0.48 50 m 0.85 0.73 0.64 0.69 0.67 0.66 0.76 0.82 0.93 0.73 0.49 0.46 60 m 0.85 0.73 0.63 0.70 0.68 0.67 0.72 0.78 0.89 0.76 0.49 0.46 70 m 0.86 0.74 0.62 0.71 0.69 0.68 0.69 0.73 0.85 0.79 0.48 0.46 80 m 0.83 0.75 0.62 0.71 0.68 0.69 0.69 0.71 0.84 0.81 0.51 0.46 90 m 0.78 0.75 0.62 0.71 0.66 0.71 0.71 0.71 0.87 0.81 0.58 0.46

100 m 0.73 0.76 0.62 0.71 0.64 0.72 0.73 0.71 0.89 0.82 0.64 0.47 110 m 0.66 0.74 0.62 0.66 0.64 0.78 0.74 0.66 0.91 0.72 0.51 0.47



2010-01-16 1


9.2 Air temperature

Information on air temperature is obtained from measurements 36.3 m above sea level at the Frigg Field Quarters Platform (located at 59.9º N, 2.1º E) during the period 1980 – 1999. There are gaps in the data series so that the effective length of the air temperature data series is 15.3 years. The measurements were made at 1 hour intervals. The air temperatures measured at the Frigg Field QP are assumed to representative for the Katla Field. Figure 9.2 show the monthly minimum, mean and maximum air temperatures measured at Frigg QP during the period 1980 - 1999.

‐10

‐5

0

5

10

15

20

25


Air te

mpe

rature ‐

ºC

Frigg QP

Minimum

Mean

Maximum

Figure 9.2 Monthly minimum, mean and maximum air temperature measured at the Frigg Field Quarters Platform during the period 1980 - 1999.

Table 9.3 shows monthly and annual frequency of non-exceedance of air temperature at the Frigg QP. Figure 9.3 and Table 9.4 show the expected monthly variation of extreme air temperatures at the Katla Field. Figure 9.4 gives highest and lowest temperatures with an annual probability of 10-2 in Norwegian coastal waters.



2010-01-16 1


Table 9.3 Monthly and annual sample frequency of non-exceedance (%) of air temperature at the

Frigg Field Quarters Platform during the period 1980 – 1999.

Tempe- rature

(ºC)

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sept

Oct

Nov

Dec

Year

< -5 0.15 0.01 < -4 0.61 0.02 0.05 < -3 0.90 0.01 0.12 0.02 0.08 < -2 1.48 0.11 0.41 0.04 0.13 0.18 < -1 2.24 0.84 0.99 0.10 0.67 0.40 < 0 3.35 3.01 2.17 0.24 1.72 0.86 < 1 5.65 7.30 5.12 0.69 0.01 0.31 3.80 1.89 < 2 10.57 14.87 10.91 2.19 0.04 0.07 1.55 6.89 3.89 < 3 17.78 26.11 22.94 5.63 0.29 0.21 3.40 11.64 7.32 < 4 29.66 39.90 39.24 15.89 1.69 1.07 7.51 19.64 12.93< 5 44.45 54.43 56.35 33.77 5.17 0.02 2.99 14.94 30.40 20.32< 6 58.79 70.44 73.16 53.78 12.94 0.10 0.14 6.17 25.43 45.75 29.11< 7 77.72 86.13 88.00 77.69 30.99 0.70 0.78 11.75 41.45 63.68 40.26< 8 91.10 95.15 97.67 94.41 56.59 6.64 0.02 0.02 2.67 20.56 61.30 83.04 51.30< 9 97.83 99.32 99.90 98.82 80.25 25.41 0.79 0.32 6.97 35.73 81.84 96.29 60.89

< 10 99.76 99.97 99.99 99.68 91.50 50.22 5.07 2.02 14.87 56.44 96.63 99.64 68.51< 11 100.00 100.00 100.00 99.90 95.73 71.74 18.28 6.65 31.60 81.08 99.30 100.00 75.78< 12 99.97 97.49 86.31 38.53 21.13 56.26 93.47 100.00 83.06< 13 100.00 98.39 92.86 58.61 48.14 80.69 95.57 89.69< 14 98.84 96.52 75.76 70.09 91.02 96.34 94.14< 15 99.16 98.01 89.09 83.67 97.01 97.02 97.04< 16 99.59 99.04 95.96 92.89 99.22 98.48 98.78< 17 99.87 99.73 98.92 96.90 99.74 99.76 99.58< 18 99.96 99.97 99.81 98.52 99.98 100.00 99.86< 19 99.99 100.00 99.99 99.63 100.00 99.97< 20 100.00 100.00 99.94 99.99< 21 99.98 100.00< 22 100.00 100.00Total 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Minimum -5.4 -3.1 -4.4 -3.0 1.4 5.2 7.9 7.9 4.6 0.8 0.2 -3.4 -5.4

Mean 5.0 4.5 4.5 5.6 7.8 10.2 12.6 13.3 11.6 9.5 7.1 5.8 8.1 Maximum 10.8 10.2 10.4 12.7 19.7 18.3 19.7 21.2 18.0 17.7 11.7 10.5 21.2



2010-01-16 1


‐10.0

‐5.0

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0


Air te

mpe

rature ‐

ºC

Katla Field

q = 0.01

q = 0.1

q =0.63

p = 0.63

p = 0.1

p = 0.01

Figure 9.3 Monthly variation of daily minimum (lower curves) and maximum (upper curves) air temperature of annual probability of non-exceedance/exceedance of 0.63, 10-1 and 10-2 at the Katla Field.

Table 9.4 Monthly variation of daily minimum and maximum temperature (ºC) of annual probability of non-exceedance / exceedance of 0.63, 10-1 and 10-2 at the Katla Field.

Daily minima Daily maxima Annual probability of non-exceedance Annual probability of exceedance

Month 10-2 10-1 0.63 0.63 10-1 10-2 Jan -7.3 -4.7 -1.7 9.4 10.4 11.1 Feb -5.0 -3.4 -1.3 9.0 10.2 11.1 Mar -5.0 -3.3 -1.1 8.9 10.2 11.2 Apr -3.7 -1.8 0.5 10.1 11.9 13.2 May 1.3 2.2 3.5 13.1 16.1 18.9 Jun 5.3 5.8 6.7 15.5 18.2 20.5 Jul 7.0 7.8 8.9 17.6 19.7 21.2 Aug 7.3 8.2 9.3 18.4 20.9 22.9 Sept 3.5 5.0 6.9 16.1 17.9 19.2 Oct 0.8 2.2 4.0 14.1 16.0 17.4 Nov -2.7 -0.8 1.5 10.7 11.6 12.2 Dec -5.8 -3.4 -0.5 10.0 10.9 11.6

Year -7.3 -5.5 -3.3 18.9 21.2 23.0



2010-01-16 1


Figure 9.4 Highest and lowest air temperature (°C) with annual probability of 10-2. From NORSOK Standard N-003 [4, Figure 8].

Katla Field



2010-01-16 1


10 Salinity

Salinity profiles for the Katla Field are available from the World Ocean Atlas 2005 [15]. Figure 10.1 shows monthly mean salinity profiles.

‐110

‐100

‐90

‐80

‐70

‐60

‐50

‐40

‐30

‐20

‐10

0

33.5 34.0 34.5 35.0 35.5

Water dep

th ‐m

Salinity

Katla Field Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Figure 10.1 Monthly mean salinity profiles at the Katla Field.

Table 10.1 shows monthly mean salinity at selected depths. Table 10.2 shows the corresponding standard deviations.



2010-01-16 1


Table 10.1 Monthly mean salinity at selected water depths at the Katla Field.


10 m 34.86 34.86 34.79 34.57 34.59 34.27 33.88 34.17 34.30 34.52 34.69 34.72 20 m 34.90 34.89 34.86 34.71 34.75 34.68 34.55 34.63 34.59 34.66 34.75 34.74 30 m 34.94 34.93 34.92 34.86 34.91 34.95 34.95 34.98 34.91 34.84 34.85 34.80 40 m 34.98 34.97 34.97 34.96 35.00 35.05 35.06 35.07 35.04 34.96 34.94 34.88 50 m 35.02 35.02 35.01 35.05 35.09 35.14 35.16 35.16 35.17 35.08 35.03 34.97 60 m 35.04 35.05 35.05 35.09 35.13 35.17 35.20 35.19 35.21 35.13 35.09 35.03 70 m 35.07 35.08 35.08 35.13 35.17 35.21 35.23 35.22 35.25 35.19 35.14 35.10 80 m 35.09 35.11 35.10 35.16 35.20 35.23 35.24 35.24 35.27 35.22 35.18 35.14 90 m 35.11 35.13 35.11 35.18 35.21 35.23 35.24 35.24 35.28 35.24 35.20 35.15

100 m 35.13 35.14 35.13 35.19 35.22 35.24 35.24 35.24 35.28 35.25 35.22 35.16 110 m 35.15 35.16 35.15 35.20 35.23 35.24 35.25 35.25 35.28 35.26 35.23 35.17

Table 10.2 Standard deviation of monthly mean salinity at selected water depths at the Katla Field.


10 m 0.23 0.18 0.26 0.60 0.53 0.62 0.86 0.73 0.61 0.55 0.31 0.30 20 m 0.23 0.15 0.21 0.48 0.36 0.48 0.57 0.53 0.39 0.33 0.33 0.29 30 m 0.22 0.14 0.16 0.34 0.23 0.26 0.25 0.26 0.22 0.28 0.23 0.25 40 m 0.20 0.12 0.15 0.28 0.19 0.19 0.18 0.20 0.17 0.22 0.19 0.22 50 m 0.18 0.11 0.14 0.22 0.14 0.11 0.11 0.14 0.11 0.15 0.15 0.19 60 m 0.18 0.11 0.14 0.21 0.11 0.09 0.10 0.11 0.10 0.14 0.13 0.19 70 m 0.17 0.10 0.13 0.19 0.08 0.08 0.10 0.09 0.08 0.13 0.11 0.18 80 m 0.16 0.10 0.13 0.19 0.07 0.07 0.10 0.07 0.07 0.12 0.10 0.18 90 m 0.15 0.10 0.13 0.19 0.06 0.07 0.10 0.07 0.07 0.11 0.10 0.17

100 m 0.14 0.10 0.12 0.20 0.06 0.07 0.10 0.07 0.07 0.10 0.09 0.17 110 m 0.11 0.09 0.12 0.14 0.06 0.06 0.09 0.06 0.06 0.09 0.09 0.17



2010-01-16 1


11 References

Standards and guidelines 1. Regulations relating to design and outfitting of facilities etc. in the petroleum activities (The

Facilities regulations), Petroleum Safety Authority Norway, September 2001, Last amended 16 December 2009. URL: http://www.ptil.no/facilities/category400.html

2. Guidelines to regulations relating to design and outfitting of facilities etc. in the petroleum activities (The Facilities regulations), Petroleum Safety Authority Norway, January 2002, Updated 16 December 2009. URL: http://www.ptil.no/facilities/category405.html

3. NORSOK Standard N-001 Integrity of offshore structures Edition 5, August 2008. URL: http://www.standard.no/

4. NORSOK Standard N-003 Action and action effects, Edition 2, September 2007. URL: http://www.standard.no/

5. NORSOK Standard N-004 Design of steel structures, Revision No. 2, October 2004. URL: http://www.standard.no/

6. NORSOK Standard N-005 Condition monitoring of loadbearing structures, Revision 1, December 1997. URL: http://www.standard.no/

7. Norwegian Standard NS 3473 Concrete structures, design and detailing rules, 2004. 8. Norwegian Standard NS 3491-3 Design of structures, Design actions, Part 3: Snow loads,

1. Edition March 2001. 9. ISO 13623 Petroleum and gas industries – Pipeline transportation systems, International

Organization for Standardization, 2000. 10. DNV OS-F101 Submarine pipeline systems, Det Norske Veritas, 2000, Updated January 2003. 11. DNV OS-F201 Dynamic risers, Det Norske Veritas, 2001. 12. DNV RP-F105 Free spanning pipelines, Det Norske Veritas, February 2006. 13. API 17J Specification for unbounded flexible pipe, American Petroleum Institute, 1999, Effective

date: December 2002. Data sources 14. Matsumoto, K, Takanezawa, T and Ooe, M (2004), NAO99b tidal prediction system.

URL: http://www.miz.nao.ac.jp/staffs/nao99/index_En.html 15. National Oceanographic Data Center (2007), Access to World Ocean Atlas 2005 on-line Objective

Analyses and Statistics. URL: http://www.nodc.noaa.gov/OC5/WOA05/woa05data.html

16. Oceanweather inc (2001), NEXTRA hindcast data base. Reports and journal papers 17. Andersen, O. J. and Løvseth, J. (2006), The Frøya database and boundary layer wind description,

Marine Structures, Vol. 19, pp. 173-192.



2010-01-16 1


18. Andersen, O. J. and Løvseth, J (2009), Stability modifications of the Frøya wind spectrum, Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics. Article in press. Available online.

19. Forristall, G. Z. (2000), Wave crest distributions: Observations and second-order theory, Journal of physical oceanography, pp. 1931-1943.

20. Hanssen-Bauer, I., H. Drange, E.J. Førland, L.A. Roald, K.Y. Børsheim, H. Hisdal, D. Lawrence, A. Nesje, S. Sandven, A. Sorteberg, S. Sundby, K. Vasskog og B. Ådlandsvik (2009): Klima I Norge 2100. Bakgrunnsmateriale til NOU Klimatilplassing, Norsk klimasenter, September 2009, Oslo.

21. Haver, S., Sagli, G. and Gran, T. M. (1998): “Long term response analysis of fixed and floating structures”, Ocean Wave Kinematics, Dynamics and Loads on Structures (OTRC), April-May 1998, Houston, Texas, pp. 240-250.

22. Intergovernmental Panel on Climate Change (2007), Fourth Assessment Report, Climate Change 2007: Synthesis Report, Summary for Policymakers. Preliminary Report November 2007. URL: http://www.ipcc.ch/pdf/assessment-report/ar4/syr/ar4_syr_spm.pdf

23. Næss, A. (1985): “The joint crossing frequency of stochastic processes and its applications to wave theory”, Applied Ocean Research, Vol. 7, No.1, pp. 35-50.

24. Plate, E. (1982), Engineering Meteorology, Elsevier Science Ltd, 740 pp. 25. Torsethaugen, K. (2004), Simplified double peak spectral model for ocean waves, SINTEF Fisheries

and Aquaculture Report No. STF80 A048052.

Security Classif ication: Internal - Status: Draft Page 1 of 32

Søknad om tillatelse til virksomhet etter Forurensningsloven ved boring av 5 brønner på Oseberg

Delta 2

AU-EPN D&W DWS-00325

Søknad om tillatelse til virksomhet etter

Forurensningsloven ved boring av 5 brønner på

Oseberg Delta 2

Dok. nr.


Trer i kraft Rev. nr.

1


Innhold

1 Innledning .................................................................................................................................... 5

2 Feltbeskrivelse ............................................................................................................................. 7

3 Planlagte utslipp til sjø .................................................................................................................. 8

3.1 Sammendrag av omsøkte mengder kjemikalier ................................................................................... 8

3.2 Boreplan for 30/9-O-1 H, 30/9-O-2 H/AH, 30/9-O-4 H/AH, 30/9-P-1 H/AH, og 30/9-P-3 H ......................... 9

3.2.1 Vannbasert borevæske.................................................................................................................. 12

3.2.2 Oljebasert borevæske ................................................................................................................... 13

3.2.3 Sementeringskjemikalier ................................................................................................................ 13

3.2.4 Beredskapskjemikalier................................................................................................................... 14

3.3 Kjemikalier i lukket system ............................................................................................................. 14

3.4 BOP-kontrollvæske ....................................................................................................................... 15

3.5 Gjengefett .................................................................................................................................... 15

3.6 Vaske-/rensemidler ....................................................................................................................... 15

3.7 Sanitær og organisk kjøkkenavfall ................................................................................................... 16

3.8 Drenasjevann ............................................................................................................................... 16

4 Miljøvurdering av utslipp ............................................................................................................. 16

4.1 PLONOR-kjemikalier ..................................................................................................................... 16

4.2 Andre kjemikalier .......................................................................................................................... 17

4.3 Vannbasert borevæske.................................................................................................................. 17

4.4 Oljebasert borevæske ................................................................................................................... 17

4.5 Sementering ................................................................................................................................ 17

4.6 BOP-kjemikalier............................................................................................................................ 17

4.7 Vaskekjemikalier........................................................................................................................... 18

4.8 Gjengefett .................................................................................................................................... 18

4.9 Kompletteringskjemikalier .............................................................................................................. 18

4.10 Beredskapskjemikalier................................................................................................................... 18

4.11 Miljørisiko og beredskap i forbindelse med akutte utslipp.................................................................... 19

4.11.1 Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning .............................................................................. 19

4.12 Konklusjon ................................................................................................................................... 19

5 Planlagt utslipp til luft ................................................................................................................. 20

5.1 Generelt ...................................................................................................................................... 20

5.2 Utslipp ved kraftgenerering............................................................................................................. 20

5.3 Brønntesting ................................................................................................................................ 20

6 Avfallshåndtering........................................................................................................................ 21

7 Tiltak for å begrense forurensning ............................................................................................... 21

7.1 Borevæske .................................................................................................................................. 21

7.2 Valg og substitusjon av kjemikalier .................................................................................................. 21



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


8 Kontroll, måling og rapportering av utslipp .................................................................................. 22

9 Delta 2 – produksjonsfasen – søknad om forbruk/utslipp av kjemikalier og endring av rammetillatelse ........................................................................................................................... 23

10 Vedlegg ...................................................................................................................................... 24

11 Referanser .................................................................................................................................. 25



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


1 Innledning

I henhold til lov om vern mot forurensning og om avfall § 11, og Styringsforskriften §25 og § 26, søker Statoil om tillatelse

til virksomhet i forbindelse med boring og komplettering av 5 brønner; 30/9-O-1 H, 30/9-O-2 H/AH, 30/9-O-4 H/AH, 30/9-

P-1 H/AH, og 30/9-P-3 H, hvor i 3 av disse skal det bores pilotbrønn fra 14" foringsrør. Oseberg Delta 2 blir bygget ut

med to havbunnsinstallasjoner. På ene havbunnsinstallasjonen "O" vil det bli boret to oljeprodusenter og en gassinjektor.

Her vil den ene oljeprodusenten og gassinjektoren inkludere en pilotbrønn som bores med 8 ½" borekrone fra 14"

foringsrør og sementeres tilbake før man borer videre på 12 ¼" seksjon. På havbunnsinstallasjon "P" vil det bli boret en

oljeprodusent og en gassinjektor. Her vil oljeprodusenten inkludere en pilotbrønn som i likhet med de andre pilotene

bores og plugges tilbake med sement. Brønnene skal innfases til Oseberg Feltsenter, som omfatter de tre plattformene

Oseberg A,B og D, som er bundet sammen med broer i den sørlige delen av Oseberg-feltet, og Oseberg C som ligger 14

kilometer nord for feltsenteret. Oseberg-feltet ligger om lag 130 km nordvest for Bergen.

Søknaden omfatter boring i lisens PL 79 og PL 104. Osebergfeltet omfatter blokk 30/6 og 30/9. Produksjon på feltet ble

startet i 1988 og produserer i hovedsak olje.

Oseberg Delta 2 feltet ble oppdaget i 1999 ved brønnene 30/9-19 og 19A.

Utvinnbare reserver i Delta 2 er beregnet til 77 millioner fat oljeekvivalenter og vil på platå produsere 18000 fat

oljeekvivalenter pr døgn. Oseberg Delta 2 vil ha boreoppstart sommer 2014. Operasjonens varighet, inkludert boring og

komplettering, er estimert til 570 dager med rigg. Brønnene er planlagt å bores med Songa Delta som er en flyttbar

innretning eid av Songa Offshore. Oppstart av de planlagte operasjonene er foreløpig satt til 21.07.2014

Med henvisning til krav gitt i Aktivitesforskriften av 1.1.2011, kap XI "Utslipp til Ytre miljø" beskrives planlagt forbruk,

utslipp og injeksjon av kjemikalier i forbindelse med bore- og kompletteringsfasen for Oseberg Delta 2 feltet. Søknaden

omfatter boring og komplettering av fem brønner, inkludert tre pilotbrønner, utslipp til luft og transport av oljebasert mud

og kaks til land for resirkulering og deponering.

Formålet med den planlagte boringen er å gjennomføre boring av fem brønner (inkl pilotbrønner) som skal resultere i

oljeproduksjon fra Oseberg Delta 2 i hht PUD levert myndighetene 30.05.2013. De øverste seksjonene vil bli boret med

sjøvann og høyviskositetspiller, med utslipp til sjø. Hullet vil bli fyllt med vannbasert boreslam før lederør og foringsrør

kjøres og sementeres. De tre påfølgende seksjonene 17 ¼", 12 ¼" og 8 ½" vil bli boret med oljebasert boreslam. Dette

gjelder også pilotene fra 14" foringsrør. Det vil ikke være forbundet utslipp til sjø med dette, da retur vil transporteres til

land for resirkulering/destruksjon og deponering.

Oseberg Delta 2 vil inkluderes i Oseberg Feltsenter sin miljørisikoanalyse (MRA) som er under oppdatering og vil være

ferdig i løpet av våren 2014.

Søknaden omfatter følgende aktiviteter for Oseberg Delta 2:

Boring og komplettering av fem brønner

Brønnbehandling av Oseberg Delta 2 brønner

P&A (plug and abandom) av brønner

Mengder av forbruk og utslipp av gule og grønne (PLONOR) produkter

Forbruk av diesel og utslipp til luft



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


Oseberg Delta 2 er lokalisert i østlig retning for Tobisområdet inne på Vikingbanken. De to templatene er plassert i en

avstand på mellom 1,5 – 2 km fra det omtalte området. Det er forventet at 5 av totalt 24 ankerkjettinger fordelt på de to

templatene vil ligge like innenfor det definerte Tobis området. Det er derimot ikke forventet noen varige skader av

habitatet ved legging eller trekking av ankerkjettingene, da denne aktiviteten vil foregå utenfor Tobis bestandens

gyteperiode (januar). Det arealet som beslaglegges for den korte perioden operasjonen skal pågå er ubetydelig i forhold

til artens bruk av området. Det totale arealet er estimert til å være 525 m2.

Det vil være ubetydelig tilførsel av partiker fra boreaktiviteten da strømretningen i området er mot sørøst som vil være til

fordel for Tobisbestanden og operasjonene på Oseberg Delta 2.

Det vil også benyttes CTS for å frakte borekaks fra boring av topphull vekk fra templatene og Tobis -habitatet.

Strømmålinger som er utført for Stjernefeltet (tidligere Katla), og som er vurdert gjeldende for Oseberg Delta 2, er lagt

ved som dokumentasjon. [1]

Figur 1: Plassering av ankerkjetting Oseberg Delta 2 (se vedlegg B for større kart)


Forurensningslove n ved boring av 5 brønner på

Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1

Security Classification:Internal - Status: Draft Page 7 of 32

2 Feltbeskrivelse

Oseberg Delta 2 ble oppdaget i 2008.

Feltet består av to havbunnsinstallasjonersom begge vil knyttes opp mot Oseberg Feltsenter vedhjelp av rørledninger.

Figur 2.1 Oversikt over Oseberg Feltsenter og Oseberg Delta 2

Lisenshavere i PL 79 og PL 104 er som følger:

Statoil 49,3%

Total: 14,7%Petoro: 33,6%

ConocoPhillips: 2,4%



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


3 Planlagte utslipp til sjø

Utslipp til sjø i forbindelse med boring og komplettering av brønner på Oseberg Delta 2 består av:

Utboret kaks, samt bore- og brønn kjemikalier (borevæskekjemikalier og sementkjemikalier)

Andre kjemikalier og utslipp (gjengefett, vaske/rensemidler, BOP-kjemikalier, dreneringsvann, sanitærvann og

organisk kjøkkenavfall)

Halliburton er leverandør av borevæske-, sement- og kompletteringkjemikalier.

Totalt planlagt forbruk og utslipp av stoff i rød og gul kategori er gitt i tabell 3.1-1 nedenfor. Mengden rødt stoff søkt inn er

av mindre karakter og skyldes bruk av oljebasert borevæske. Dette produktet er besluttet å tas i bruk av tekniske hensyn.

Ingen av disse stoffene vil gå til utslipp til sjø.

3.1 Sammendrag av omsøkte mengder kjemikalier

Tabell 3.1-1 gir en oppsummering av omsøkte forbruks- og utslippsmengder for de fem brønnene som skal bores og

kompletteres på Oseberg Delta 2 feltet. Mengdene er beregnet ut ifra andel rødt og gult stoff i hvert av

handelsproduktene. En samlet oversikt over omsøkte kjemikalier er gitt i tabell A-1 App 1 (inkl PLONOR-kjemikalier).

Tabell A-2 i App A gir en samlet oversikt over andel grønne, gule og røde stoffer omsøkt på bruksområde.

Tabell 3.1-1 Omsøkte forbruks- og utslippsmengder

Statoil søker om tillatelse til bruk av oljebasert borevæske ved boringen av 17 ½”, 12 ¼” og 8 ½” seksjonene på

Oseberg Delta 2 brønnene. Oljebasert borevæske og kaks vil ikke bli sluppet til sjø, men vil bli sendt til land for

behandling, gjenbruk og/eller deponering. Estimert totalforbruk av oljebasert borevæske er 24297,7 tonn, hvorav rød

komponentandel utgjør 137,7 tonn, gul komponentandel utgjør 9549,2 tonn og den resterende andelen består av grønne

(PLONOR) komponenter (ref tabell A2 og tabell A4 i App A). Disse mengdene er inkludert i totalmengdene i tabell 3.1-1

ovenfor.

KjemikalietypeOmsøkt forbruk (tonn)

Omsøkt utslipp (tonn)

Omsøkt deponering (tonn)

Total mengde gult stoff 9939,73 257,54 2985,84

Total mengde rødt stoff 137,7 0 43,02



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


3.2 Boreplan for 30/9-O-1 H, 30/9-O-2 H/AH, 30/9-O-4 H/AH, 30/9-P-1 H/AH, og 30/9-P-3 H

Samtlige brønner er planlagt boret med vannbasert borevæske (sjøvann/høyviskøse piller) for 42” og 26” seksjonene. En

oversikt over forbruk og utslipp av vannbaserte borevæskekjemikalier er gitt i tabell A-3 i App A. Etter at BOP er installert

er det planlagt å bruke oljebasert borevæske for å bore de resterende seksjonene på brønnene. En oversikt over forbruk

og deponering av borevæskekjemikalier i den oljebaserte borevæsken er gitt i tabell A-4 i App A. Før man kjører den

nedre kompletteringen, vil brønnene fortrenges med en LSOBM (Low Solids Oil Based Mud). Økotoksikologiske data for

produkter som ikke er på PLONOR-listen er tilgjengelige i databasen NEMS.

All boringen på Oseberg Delta 2 vil utføres av boreriggen Songa Delta, og alle dyp er målt fra boredekkshøyden på

Songa Delta (høydereferanse er betgnet RBK). RBK på Songa Delta er på 29 meter. Brønnene er planlagt boret i

følgende sekvenser.

42” and 26” Seksjonene

42" og 26" seksjonene er planlagt å bores med sjøvann og en høyviskøs borevæske. Etter boringen av disse seksjonene

fortrenges hullet med et vektet mudsystem (1.30 – 1.40 sg) før man kjører lederør eller overflateforingsrør og sementere

til slutt. Borekaks og eventuelt overskytende sement slippes ut på havbunnen, da stigerør ikke er installert.

16x17 ½”, 12 ¼” og 8 ½” brønnseksjonene

Disse seksjonene er av tekniske årsaker planlagt boret med et oljebasert borevæskesystem. Borekaks returneres til

overflaten, samles opp og sendes til land ved boring med oljebasert borevæske. Basert på erfaringer fra Oseberg Sør og

Vest vil boring med 1,35 -1,6 sg OBM ved Oseberg Delta 2 sikre optimal hullstabilitet.

17 ½” seksjonen er planlagt å bores med en viss helning, men dette er ikke forventet å komplisere boringen. En 14”

casing er planlagt å kjøres og sementeres i denne hullseksjonen.

Nedenfor 14” casing er det planlagt å bore et 12 ¼” hull. Pilothullene vil bores fra 14” casing sko for en brønn på P-

templatet og to brønner på O-templatet inn i reservoaret og plugget tilbake før man borer 8 ½” seksjonen. Hensikten med

pilothullene er å kartlegge reservoaret samt væskekontakten.

8 ½” seksjonen for alle brønnene er planlagt å bores i horisontal retning. 7” liner kjøres til slutt og sementeres til topp av

liner for 3 av brønnene (O-2, P-1 og P-3). For de 2 gjenværende brønnene (O-4 og O-1) vil det kjøres 5,5” skjermer. For

8 ½” seksjonen er det planlagt å benytte en LSOBM (Low Solid Oil Based Mud) med en egenvekt på 1,35-1,45.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


Tabell 3.2-1: Oversikt over brønnseksjoner, planlagt borevæske, seksjonslengde og massebalanse for borevæske og

kaks for brønn 30/9-O-1 H


kaks for brønn 30/9-O-2 H/AH


kaks for brønn 30/9-O-4 H/AH

Hull- seksjonDybde m

(MD)Seksjons- lengde

Utslipp av bore-væske

til sjøKakshåndtering

OLF faktor Egenvekt/utvasking

(fra-til) [m] [m3] [m3] [tonn] [tonn/m3]

42" 134 - 199 67SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud

Calcium Chloride displacement mud 1066 59,8 186,8 utslipp til sjø 3

26" 134 - 1210 1144,8SW Polymer Mud Sweeps/Displ. Mud/kill mud

Calcium Chloride displacement mud 3369,7 392,2 1223 utslipp til sjø 3

16" x 17,5134 2300

2300 - 2547 1316 Yellow enviromul Spec 12b 0 204 584 sendt til land 3

12 1/4"134 - 650

650 - 3458 932 Yellow enviromul Spec 12b 0 71 203 sendt til land 38 1/2" 3408 - 4367 909 Yellow enviromul Spec 12b 0 33 95 sendt til land 4Totalt - 4368,8 - 760 2292 - -

TypeKaks generert











16" x 17,5134 - 2300


12 1/4"134 - 650

650 - 3415 968 Yellow enviromul Spec 12b 0 74 210 sendt til land 38 1/2" 3365 - 4333 917 Yellow enviromul Spec 12b 0 34 96 sendt til land 48 1/2" 3365 - 4333 1115 Yellow enviromul Spec 12b 0 41 117 sendt til land 4Totalt - 5459,8 - 795 2387 - -

TypeKaks generert











16" x 17,5134 - 2300


12 1/4"134 - 650 650 -4588 1520 Yellow enviromul Spec 12b 0 116 331 sendt til land 3

8 1/2" 4538 - 5678 1086 Yellow enviromul Spec 12b 0 40 114 sendt til land 48 1/2" 4538 - 5678 2274 Yellow enviromul Spec 12b 0 83 238 sendt til land 4Totalt - 7930,8 - 976 2909 - -

TypeKaks generert



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1



kaks for brønn 30/9-P-1 H/AH


kaks for brønn 30/9-P-3 H











16" x 17,5134 - 2300


12 1/4"134 - 650

650 - 3198 783 Yellow enviromul Spec 12b 0 60 170 sendt til land 38 1/2" 3148 - 4777 1578 Yellow enviromul Spec 12b 0 58 165 sendt til land 48 1/2" 3148 - 4777 1662 Yellow enviromul Spec 12b 0 61 174 sendt til land 4Totalt - 6432,8 - 817 2451 - -

TypeKaks generert











16" x 17,5134 - 2300


12 1/4"134 - 650

650 - 4539 1924 Yellow enviromul Spec 12b 0 146 418 sendt til land 38 1/2" 4489 - 4999 402 Yellow enviromul Spec 12b 0 15 42 sendt til land 4Totalt - 4952,8 - 0 833 2498 - -

TypeKaks generert



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


Figur 3.2-3: Brønnskisse av beskrevet boreplan for brønn 30/9-O-4 H/AH

Brønnsk issen for brønn 30/9-O-4 H/AH kan forventes å være sammenlignbar for de 4 resterende brønnene ned til og

med 10 3/4’’ x 9 5/8’’ casing. I reservoaret vil det være 3 brønner med 7’’ liner og 2 brønner med sk jermer (5,5’’). Disse foreligger ikke på tidspunkt for utarbeidelse av søknad, men kan ettersendes på forespørsel.

3.2.1 Vannbasert borevæske

42” og 26” seksjonene vil bli boret før stigerør er installert, og borevæsken vil gå i retur til havbunnen. Seksjonene vil bli

boret med sjøvann og høyviskositetspiller. Hullet blir fylt med vannbasert boreslam før lederør og foringsrør kjøres og

sementeres. Kaks vil gå i retur til havbunnen.

Under Utsira vil hullet bli fortrengt til vektet vannbasert borevæskesystem inneholdende KCL/Polymer/glykol. All borekaks

og borevæske vil bli returnert til overflaten, overflødig borevæske vil bli skilt fra borekakset for gjenbruk, mens borekakset

slippes til sjø for deponering på havbunnen. Borevæskesystemet består kun av grønne (PLONOR) kjemikalier.

Tabell A-3 i App A viser en oversikt over total mengde forbruk og utslipp av vannbaserte borevæskekjemikalier som er

planlagt for brønnen.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


3.2.2 Oljebasert borevæske

Oljebasert borevæske er vurdert som den beste tekniske og sikkerhetsmessige løsningen for 17 ½ ”, 12 ¼” og 8 ½” seksjonene i disse brønnene. Vurderingene er basert på erfaringer fra referansebrønnene i området og formålet med brønnene. Både vannbasert og oljebasert borevæske er nøye vurdert under planleggingen av brønnene.

Det anses derimot som utfordrende å forsøke å oppnå målene i brønnene med et vannbasert borevæskesystem. Det

søkes derfor om tillatelse for bruk av oljebasert borevæske basert på følgende vurderinger:

17 1/2" - seksjonene vil ha Grønn-leire eksponert. Dette er en kjent ustabil formasjon som sveller i kontakt med

vann og kan skape problemer

For 12 ¼» seksjonen vil man bore gjennom den utfordrende Draupen formasjonen. Her vil det være forekomst

av organisk ustabil leire. Denne seksjonen er også lokalisert nesten like ovenfor reservoaret. Her vil det også

kreves en borevæske med relativt høy egenvekt ( 1.55 sg). Det vil generelt være lettere å kontrollere boringen i

denne type lag ved hjelp av en oljebasert borevæske.

Oljebasert borevæske gir høy faktor av inhibering, bedre hullrensing, og stabiliserer formasjonen i åpent hull.

Samtidig vil den gi mindre utvasking og en tynnere filterkake som reduserer risikoen for å sette seg fast med

bore- og loggestrengen.

Oljebasert borevæske vil gi en mer stabil filterkake. Erfaringer viser at en mer stabil og god filterkake vil minske

risikoen for å gå fast med BHA / foringsrør / forlengelsesrør. Samtidig vil oljebasert borevæske stabilisere

overliggende leirformasjoner og redusere risiko for sammenrasing / avpakning med påfølgende tapsproblematikk

under boring av reservoarformasjonene.

Det vil hovedsakelig benyttes grønne (PLONOR) og gule produkter i den oljebaserte borevæsken, med unntak av ett rødt

produkt som tas i bruk i form av mindre mengder. Dette produktet er tatt i bruk av tekniske årsaker, og det vil ikke forekomme utslipp av stoff i rød miljøkategori.

Tabell A-4 i App A angir forbruk og deponering av kjemikalier i forbindelse med bruk av oljebasert borevæske. Oljeholdig

borevæske/kaks sendes til land for gjenbruk og/eller forsvarlig deponering/behandling.

3.2.3 Sementeringskjemikalier

Tabll A-5 i App A angir forbruk og utslipp av sementkjemikalier i henhold til planlagt sementprogram. Det er kun planlagt

forbruk og utslipp av kjemikalier i gul og grønn kategori.

Det er tatt høyde for følgende primærjobber: 36” conductor (lederør), 20” overflaterør, 14” overflaterør, 10 3/4 ” x 9 5/8”

casing, 7” liner og og tilbakeplugging av reservoarpiloten.

I forbindelse med sementjobber vil alt miksevann som er i sementeringsenheten bli pumpet inn i brønnen. Resterende

belegg i tanker og rør går til sjø under rengjøring. Beregnet utslipp per vaskejobb er 300 liter.

På grunn av usikkerhet i hullvolum, beregnes en sikkerhetsmargin på sementmengden som vist under:



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


- Lederør: 300 % av teoretisk ringromsvolum.

- Foringsrør for topphullseksjonene: 150 % av teoretisk ringromsvolum. En del av denne sikkerhetsmarginen vil gå med til å fylle opp hulrom i formasjonen. Den resterende mengden vil gå til utslipp. For utslipp til sjø regner vi: - Lederør: 50 % av teoretisk ringromsvolum.

- Foringsrør for topphullseksjonene: 25 % av teoretisk ringromsvolum.

3.2.4 Beredskapskjemikalier

Av sikkerhetsmessige grunner kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse dersom det oppstår situasjoner eller

spesielle problemer (f eks borestreng setter seg fast eller tap av sirkulasjon). En liste over beredskapskjemikalier samt

brukerveiledning for disse finnes i App B.

3.3 Kjemikalier i lukket system

Det søkes om tillatelse til bruk av svarte kjemikalier i lukkede system med forbruk over 3000 kg pr. år pr. installasjon.

Statoil har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede system som omfattes av krav til økotoksikologisk

dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften § 62. Økotoksikologisk dokumentasjon for de nevnte produkter

i Tabell 3.2 er registrert i NEMS Chemicals.

Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller flere av

disse faktorene:

Krav til garantibetingelser. Utskifting iht. et påkrevd intervall for eksempelvis utstyrsspesifikke krav.

Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for å

ivareta funksjon og integritet til systemer.

Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov.

Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer og lignende.

Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres ihht. plan for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de

spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling.

Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større

utskiftninger på riggen i løpet av ett år.

De omsøkte produktene er i lukkede systemer og vil ikke medføre utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil Statoil levere

informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Det jobbes for å finne mer miljøvennlige erstatninger

av svarte kjemikalier.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


Tabell 3.2 Kjemikalier i lukkede systemer med forbruk over 3000 kg/år/installasjon

Handelsnavn Funksjon Leverandør Prosentandel miljøfarge

Estimert forbruk

(l) Svart Rød Gul Grønn

Hydraway HVXA 46 HP Hydraulikkolje Statoil Norge AS 60 40 4000

Opsjon ved utskiftning Hydraulikkolje

100

5000

Sum 9000

3.4 BOP-kontrollvæske

BOP-kontrollvæske brukes ved trykktesting og aktivisering av ventiler og systemer på BOP (utblåsningsventil).

Kontrollvæsken som planlegges brukt på Songa Delta er Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate. Dette produktet er

miljøkategorisert som gult, og gult stoff utgjør 67,4% av dette produktet.

En oversikt over estimert forbruk og utslipp av BOP-kontrollvæske er gitt i tabell A-7 i App A.

3.5 Gjengefett

Gjengefett vil bli brukt ved sammenkobling av borestreng og foringsrør. Ved boring med vannbasert borevæske, vil

overskytende gjengefett bli sluppet til sjø sammen med borevæsken som vedheng på kaks. Utslippet av gjengefett er ut

fra bransjestandard estimert til 10% av forbruket ved boring med vannbasert borevæske.

Ved boring med oljebasert borevæske vil det ikke forekomme utslipp av gjengefett.

Under boring med Songa Delta planlegges det å bruke produktet Bestolife «3010» NM SPECIAL på borestrengen. Dette

gjengefettet består av 66,3 % gul og 33,7% grønn komponent og havner derfor i gul fargekategori.

Det gule gjengefette Jet-Lube® SEAL GUARD TM ECF er planlagt på alle foringsrør. Gult stoff utgjør 97,6 % av dette

produktet.

En oversikt over utslipp av andel grønne og gule stoff ved bruk av gjengefett er gitt i tabell A-9 i App A.

3.6 Vaske-/rensemidler

Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av blant annet gulvflater og dekk, samt olje- og fettholdig utstyr.

Rengjøringskjemikaliene er overflateaktive stoffer som har til hensikt å øke løseligheten av olje i vann, og per i dag

eksisterer det ingen kvalifiserte riggvaskemidler i grønn kategori.

På Songa Delta skal det etter planen tas i bruk Microsit Polar som er et gult riggvaskemiddel. Microsit Polar består av

18,8% gule komponenter – resterende 81,2% er miljøklassifisert som grønt.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


En oversikt over utslipp av andel grønne og gule stoff ved bruk av vaske- og rensemidler er gitt i tabell A-8 i App A.

3.7 Sanitær og organisk kjøkkenavfall

Vann fra sanitæranlegg vil bli behandlet og sluppet ut til sjø. Organisk kjøkkenavfall vil bli oppmalt og sluppet til sjø.

3.8 Drenasjevann

Oljeholdig vann med oljeinnhold mindre enn 30 mg/l vil bli sluppet til sjø, mens resterende oljeholdig vann vil bli sendt til

land for behandling eller deponering ved godkjent anlegg

4 Miljøvurdering av utslipp

4.1 PLONOR-kjemikalier

Store deler av utslippskjemikaliene, deriblant de vannbaserte borevæskekjemikaliene er PLONOR kjemikalier (Chemicals

known to Pose Little Or No Risk to the Environment). Kjennetegn ved PLONOR kjemikalier er at de er vannløselige,

bionedbrytbare, ikke-akkumulerende og/eller uorganiske naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen

miljøskadelig effekt.

Dette er kjemikalier som er valgt fordi de regnes som de mest miljøvennlige produktene. Likevel kan utslipp av PLONOR-

kjemikalier som for eksempel baritt og bentonitt gi lokal tidsbegrenset slør av finpartikulært materiale. Selv om slike

utslipp kan virke forstyrrende på marine organsimer, har forsøk vist at voksne fisk og sjøpattedyr vil svømme vekk fra

kontaminerte vannmasser. Plankton samt fiskeegg og – larver har liten eller begrenset egenbevegelse, slik at utslipp i

riggens umiddelbare nærområde kan virke forstyrrende. Denne effekten er helt lokal og derfor begrenset til et mindre

geografisk område og tidsbegrenset til perioden med utslipp.

Utslipp av sement og additativer vil normalt være svært lite biotilgjengelig. Etter herding vil minimalt av sementblandingen

ligge på havbunn rundt brønnen slik at skadevirkningene på miljøet vil være lav. Volumene av de gule additivene som

slippes ut vil være lite giftige for marine organismer. De er tillatt i små mengder og i stor grad bundet opp i sementen og

derfor lite biotilgjengelig.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


4.2 Andre kjemikalier

Det er ikke planlagt bruk eller utslipp av svarte kjemikalier. Operasjonene vil kun medføre utslipp av gule produkter.

Dette er stoff som har akseptable egenskaper mhp akutt giftighet, bioakkumulering og bionedbrytbarhet og regnes som

miljøakseptable ihht miljøregelverket.

4.3 Vannbasert borevæske

Toppseksjonene (42” og 26”) vil bores med utslipp til sjø, og det er derfor lagt vekt på at det i hovedsak brukes PLONOR-

produkter. Under utslipp kan marine organismer i nærområdet bli eksponert for finpartikulært materiale (slam), men

erfaringsmessig er miljøeffekten av dette begrenset i både utstrekning og omfang.

4.4 Oljebasert borevæske

Oljebaserte bore- og brønnvæsker vil under normal drift ikke slippes ut, men returneres til land for resirkulering eller

destruksjon. Hvilke borevæskesystem som vil benyttes avgjøres av tekniske krav i forbindelse med boring f eks krav om

bruk av væske med høy viskositet. Det vil ikke være utslipp av oljebaserte borevæsker.

Injeksjon er ikke et alternativ på Oseberg Delta 2 i og med at Songa Delta ikke har fasilitetene for dette.

Thermomechanical Cuttings Cleaning (TCC) inkluderer/medfører utslipp til sjø og bør unngås pga sterkt miljømessig

fokus i forbindelse med Tobis bestanden.

Borevæskesystemet som er valgt inneholder hovedsakelig gule og grønne kjemikalier, men unntak av ett rødt produkt.

Et eventuelt uhellsutslipp av oljebasert borevæske vil kunne skade bunnfauna i det umiddelbare nærområdet.

Produktene som inngår i den oljebaserte borevæsken er imidlertid lav-toksiske, så risiko for akutte giftighetseffekter for

marint liv regnes likevel som lav.

4.5 Sementering

Under sementering av toppseksjonene (42” og 26”), pumpes sement inn i ringrommet der rester av sement slippes ut til

sjø. Utslipp av sement og additiver vil normalt være svært lite biotilgjengelig. Etter herding vil minimalt av

sementblandingen løses i det marine miljøet. Overskuddsproduktet som slippes ut vil herde og ligge på havbunn rundt

brønnen. Skadevirkningen på miljøet er lav. De gule additivene er ikke giftige for marine organismer, de er tilsatt i små

mengder og er i stor grad bundet opp i sementen og derfor lite biotilgjengelige.

4.6 BOP-kjemikalier

Alt forbruk av BOP-væske slippes til sjø. Komponentene i de omsøkte produktene er glykol i tillegg til miljøakseptable

additiver. Produktene er vannløselige og vil umiddelbart etter utslipp distribueres fritt i vannmassene og fortynnes

nedenfor NOEC (No Effect Concentration). Glycolbaserte BOP-væsker vil ikke flyte opp til overflaten eller synke til bunns.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


4.7 Vaskekjemikalier

Rengjøringskjemikaliet Microsit Polar er et vannbasert vaskemiddel. Glykolen er gul og er lett nedbry tbar.

Risiko vedrørende akutt giftighet og akkumulering vurderes derfor som lav på grunn av høy fortynning og lett

bionebrytbarhet.

4.8 Gjengefett

Miljøvennlige produkter uten metaller eller giftige additiver er valgt. Små mengder gjengefett forventes å følge

borevæsken til sjø. I henhold til HOCNF og OSPAR-testene er giftigheten til disse produktene knapt målbar, slik at

miljørisiko vureres som lav i forbindelse med det forventede utslippet av de to produktene.

Utslipp av gjengefett estimeres i henhold til bransjekrav, hvor det beregnes 10% utslipp ved boring av toppseksjonene,

(42” og 26”) og bruk av vannbasert borevæske. Det er ikke utslipp til sjø ved bruk av oljebaserte borevæsker. Det valgte

gjengfettet har lav toksisitet og har ikke evne til bioakkumulering, men de brytes ned langsomt. Totalt utslipp over

boreperioden er lav, og det forventes ingen eller lav effekt på miljøet av dette utslippet . I henhold til HOCNF og OSPAR-

testene er giftigheten til disse produktene nesten ikke målbar, slik at miljørisiko i forbindelse med det forventede utslippet

vurdert som lav.

4.9 Kompletteringskjemikalier

Væskesystemene som er valgt for komplettering inneholder kjemikalier i grønn og gul kategori. Det er ikke planlagt

utslipp til sjø av kompletteringskjemikalier.

4.10 Beredskapskjemikalier

I begrepet beredskapskjemikalier ligger det at dette er produkter som under normale forhold ikke vil bli brukt. Dersom de

likevel vil bli benyttet, har man hovedsakelig valgt PLONOR-produkter og gule produkter hvor miljøeffekten vil være

relativt liten.

Enkelte av de gule beredskapskjemikaliene inneholder komponenter som i konsentrert form kan forårsake akutte

giftighetseffekter. Men ved normal bruk doseres disse produktene inn i væsken, og følgelig fortynnes de slik at utslipp av

kjemikaliene vil være under produktenes giftighetsnivå.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


4.11 Miljørisiko og beredskap i forbindelse med akutte utslipp

Som forberedelse til den planlagte boringen og utbygningen av Oseberg Delta 2, samt et behov for oppdatering av

analysen for hele Oseberg feltet, jobber DNV på vegne av Statoil med å oppdatere gjeldende miljørisikoanalyse for

Oseberg Feltsenter [1]. Denne er forventet å være ferdig i løpet av mai måned og vil ettersendes til Miljødirektoratet så

snart denne foreligger. Tilhørende beredskapsanalyse vil bli utarbeidet basert på det nye miljørisikobildet og følgelig

ettersendes.

Formålet med denne analysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med utbyggingen, og å

sammenholde risiko mot gjeldende feltspesifikke akseptkritierier. En slik miljørisikoanalyse består av en sammenstilling

av sannsynlighet for utslippshendelser og potensielle miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til

beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt

begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i OLFs veiledning for miljørettede risikoanalyser [referanse].

Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag

for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte oljeutslipp. Aktivitetsforskriftens § 73 og

Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp

som grunnlag for beredskapsetablering.

4.11.1 Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning

Statoils krav til oljevern for den planlagte utbyggingen er basert på et beregnet behov for antall NOFO-systemer, og krav

til responstid er basert på best oppnåelig responstid for systemene ut til feltlokasjon. Dette er i tråd med forutsetninger og

metodikk som benyttes i OLF og NOFOs planverk.

Beredskapsanalysen for Oseberg Feltsenter (inkludert Oseberg Delta 2) vil bli utarbeidet på grunnlag av

miljørisikoanalysen og vil sammen med denne ettersendes Miljødirektoratet umiddelbart etter ferdigstillelse.

4.12 Konklusjon

Basert på tidligere erfaringer fra tilsvarende operasjoner konkluderes det med at den omsøkte bore- og

kompletteringsaktiviteten kun vil ha marginale påvirkninger på bunnfauna lokalt, samt neglisjerbar påvirkning på det

marine miljø i vannmassene. Med de kjemikalievalgene som er tatt, samt generelt høyt fokus på null skadelige utslipp og

tiltak som er beskrevet i denne søknaden, vurderer Statoil det slik at boringen og kompletteringen kan gjennomføres uten

vesentlige negative konsekvenser for miljøet på stedet og havområdet for øvrig.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


5 Planlagt utslipp til luft

5.1 Generelt

Utslipp til luft vil hovedsakelig være avgasser fra brenning av diesel med lavt svovelinnhold i forbindelse med

kraftgenerering.

5.2 Utslipp ved kraftgenerering

Gjennomsnittlig dieselforbruk i forbindelse med kraftgenerering på Songa Delta er estimert til 27 tonn diesel per døgn. De

planlagte operasjonene er estimert å ha en varighet på 570 døgn. Aktuelle utslippskilder ved dieselforbruk på Songa

Delta er ved forbrenning i motor og kjel.

Beregnet utslipp av klimagasser til luft er beskrevet i tabell 5.1 under.

OLF standardfaktorer er benyttet til å estimere utslippene av de ulike klimagassene

Tabell 5.1 Beregnet utslipp av klimagasser for de planlagte operasjonene på Oseberg Delta 2

5.3 Brønntesting

Det er ikke planlagt brønntesting av noen av brønnene på Oseberg Delta 2.

I forbindelse med boring og ferdigstillelse av en brønn estimeres det en andel diffuse utslipp forbundet med hver

brønnbane ferdig komplettert.

Her er det gitte faktorer for metan (CH4) og nmVOC. Disse er på henholdsvis 0,25 og 0,55 tonn. Disse utslippene skal

rapporteres på feltet eller lisensen som brønnbanen tilhører.

Dieseldrevne motorer

Diesel forbruk [tonn]

CO2 faktor [tonn/tonn]

CO2 utslipp [tonn]

Nox faktor [tonn/tonn]

Nox utslipp [tonn]

nm VOC factor [tonn/tonn]

nm VOC utslipp [tonn]

Songa Delta - utslipp per døgn 27 86 1,89 0,135

Songa Delta - utslipp totalt - 570 d 15390 3,2 49248 0,07 1077,3 0,005 77



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


6 Avfallshåndtering

Oljeindustriens landsforening (OLF) sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse med avfallshåndtering,

og en installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet, og rigger som

opererer for Statoil er underlagt samme sorteringssystem.

Avfallet vil bli sendt til land til myndighetsgodkjent avfallsmottak. Prinsipper om reduksjon av avfallsmengder ved kilden

og gjenbruk av materinaker vil bli implementert.

7 Tiltak for å begrense forurensning

Dette avsnittet beskriver avfallsreduserende tiltak i forbindelse med boring, sementering og komplettering av de fem

brønnene på Oseberg Delta 2.

7.1 Borevæske

42” og 26” seksjonene vil under Utsira formasjonen bli boret med sjøvann og høyviskøse piller, med retur til havbunn som

normalt ved lignende operasjoner. Statoil vil redusere mengden kjemikalier som slippes ut i de øverste hullseksjonene til

et minimum ved å benytte sjøvann som borevæske, og ved periodisk innpumping av piller. Pillene er mikset av bentonit t

eller polymerer, som er grønne kjemikalier.

Etter at 17 ½” seksjonen er ferdig boret vil stigerør installeres og 14” overflaterør settes. All borekaks og borevæske vil

deretter bli returnert til overflaten for separasjon.

På grunn av tekniske utfordringer vil 17 ½”, 12 ¼” og 8 ½” seksjonene bli boret med et oljebasert borevæskesystem.

7.2 Valg og substitusjon av kjemikalier

Statoil stiller strenge krav til kjemikaliers tekniske og miljømessige egenskaper. Under boring, sementering og

komplettering på Oseberg Delta 2 legges det derfor vekt på å benytte kjemikalier som, innenfor tekniske og

kostnadsmessige forsvarlige rammer, viser lavest miljøskadeeffekt.

Statoil vil i den grad det er mulig, fase ut eller minimalisere bruken av kjemikalier med uønskede miljøegenskaper. Det er

under operasjon på Oseberg Delta 2 feltet ikke planlagt å benytte kjemikalier som inneholder komponenter i rød

miljøkategori. Videre er det ikke planlagt å bruke kjemikalier som inneholder stoffer i svart kategori.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


8 Kontroll, måling og rapportering av utslipp

Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med virksomheten på

norsk sokkel, slik at både myndighetskrav og interne kontrollkrav blir ivaretatt. Disse kravene vil også gjelde for de

leverandører som leverer tjenester i forbindelse med boringen og kompletteringen av brønnene. Rapportering av forbruk

og utslipp av riggkjemikalier utføres av boreentreprenør. Rapportering av forbruk og utslipp av borevæsker,

sementeringskjemikalier og kompletteringsvæsker utføres av den enkelte leverandør.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


9 Delta 2 – produksjonsfasen – søknad om forbruk/utslipp av kjemikalier og endring av rammetillatelse

Forventet produksjonsoppstart av Delta 2 er 15. januar 2015. Det søkes om tillatelse til drift og at første setning i kapittel

1 i utslippstillatelsen (Deres ref. 448.1,2013/1246) endres til «Tillatelsen gjelder forurensning eller fare for forurensning fra følgende aktiviteter på installasjonene Oseberg Feltsenter (inkludert Tune, Vestflanken, Delta og Delta 2), Oseberg C,

Oseberg Øst og Oseberg Sør (inkludert J-struktur, K-struktur og M-struk tur)».

Forbruk og utslipp av produksjonskjemikalier knyttet til prosessering av oljen fra Delta 2 vil skje på Oseberg Feltsenter.

Det vil ikke tas i bruk nye produksjonskjemikalier, men det forventes at dagens forbruk og utslipp av KI-3993 og SI-4471

vil øke med ca. 100 % når alle de tre produksjonsbrønnene er i drift. Begge kjemikaliene inneholder gule Y2-

komponenter og vil derfor være prioritert for substitusjon. Siden det meste av produsert vannet fra Oseberg Feltsenter

injiseres, er det kun små mengder av produksjonskjemikaliene som går til utslipp. Innfasingen av Delta 2 vil trolig bidra til

et merutslipp per år på ca. 160 kg gule komponenter (derav ca. 30 kg gul Y2) og 140 kg grønne komponenter.

Merutslippet anses å utgjøre en minimal risiko for skade på ytre miljø. Det søkes om tillatelse til det økte

forbruket/utslippet av produksjonskjemikaliene.

I forbindelse med ventilstyring vil det bli noe utslipp av hydraulikkoljen Oceanic HW 443 ND fra havbunnsrammen.

Estimert mengde er inntil 10000 liter per år når alle brønnene er i drift. Produktet er 87 % grønt og 13 % gul Y2 – det vil si

at inntil 1300 kg gult stoff kan slippes ut per år. Y2-komponentene er ikke akutt giftige for vannlevende organismer, men

vil ha en langsom nedbrytning. Komponentene vil løse seg opp og spres med vannmassene slik at det ikke vil bli en lokal

opphopning på havbunnen i tobisfeltet. Det vurderes derfor at kjemikaliemengdene som slippes ut ikke vil ha en

signifikant påvirkning av ytre miljø. Per i dag finnes det ikke noe grønt eller gult Y1-produkt som kan benyttes, men oljen

vil bli prioritert for substitusjon. Det søkes derfor om tillatelse til bruk og utslipp av gul hydraulikkolje ved drift av Delta 2.

Framtidig brønnbehandling vil ikke medføre utslipp til sjø rundt Delta 2.



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


10 Vedlegg

App A: Tabeller med samlet oversikt over omsøkte kjemikalier

App B: Beredskapskjemikalier

Vedlegg A: Oseberg Delta 2 ankerplassering

Vedlegg B: Katla Field Metocean Design Basis, rev 1 2010-1-16.

Vedlegg B: Oseberg Delta 2 ankerplassering



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


11 Referanser

[1] DNV (2014). Miljørisikoanalyse (MRA) for Oseberg Feltsenter feltet i Nordsjøen. Det Norske Veritas, rapport nr.

2014-XXX (ettersendes)

[2] Statoil (2014) Beredskapsanalyse: Oseberg Feltsenter. Analyse av feltspesifikke krav til beredskap mot akutt

forurensning, fra åpen hav til kyst- og strandsone (ettersendes) [3] Statoil (2012) Statoil ytelseskrav beredskap mot akutt oljeforurensning

[4] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning

[5] Statoil (2012) Analysemetode og beregningsmetodikk beredskap mot akutt oljeforurensning

[6] OLF (2007). ”Veileder for miljørettet beredskapsanalyse”.

[7] NOFOs nettsider - www.nofo.no



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


App A Tabeller med samlet oversikt over omsøkte kjemikalier

Tabellene i Appendiks A gir en oppsummering av forbruk og utslipp (deponering) fordelt på bruksområde for de omsøkte

kjemikaliene. Tabellene inkluderer også PLONOR produkter.

Tabell A-1: Totalt planlagt forbruk, utslipp og deponering per kjemikalie

Handelsnavn Funksjon Miljø- klassifisering

Forbruk [tonn]

Utslipp [tonn]

Deponering [tonn]

BOP kjemikalier Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate Hydraulikkvæske Gul 73,8 73,8 Pelagic Stack Glycol V2 Antifrysemiddel Grønn 172,2 172,2 Vaskekjemikalier Microsit Polar Vaskemiddel Gul 73,8 73,8 Gjengefett Bestolife "3010" NM SPECIAL Gjengefett Gul 2,5 2,5 Jet-Lube® SEAL-GUARD TM ECF Gjengefett Gul 0,4 0,4 Jet-Lube NCS 30 -ECF (kg) Gjengefett Gul 2,5 2,5 Jet-Lube Alco- EP ECF (kg) Gjengefett Gul 0,4 0,4 Vannbaserte borekjemikalier

Baracarb (All grades) Viskositetsendrer Grønn 0,0

BARAZAN Viskositetsendrer Grønn 32,2 32,2 Barite Vektmateriale Grønn 2821,0 2821,0

OMCA Bentonite Viskositetsendrer Grønn 0,0

DEXTRID E Filtreringskontroll Grønn 200,5 200,5 GEM GP Leirskiferstabilisator Gul 223,0 223,0

PAC RE/LE Filtreringskontroll Grønn 136,4 136,4

KCl Potassium Chloride Leirskiferstabilisator Grønn 1001,8 1001,8 Performatrol Shale Stability Gul 0,0

Soda Ash Alkalinity Control Agent Grønn 20,8 20,8

Oljebaserte borekjemikalier BARACARBs LCM Grønn 840,0

226,1

Barite Weighting Agent Grønn 12172,0 3818,1

BDF 568 Viscosif ier Gul 137,7

43,0

Calcium Chloride Salinity Grønn 1210,8 378,7

TAU MOD OBM filtration control agent Grønn

309,9

96,9

EZ MUL NS OBM emulsif ier Gul 516,6 161,6

Lime Alkalinty control agent Grønn 141,2

44,2

XP-07 base oil Gul 8641,3 2702,0

STEEL SEAL LCM Gul 190,6

53,9

BDF 513 Fluid loss agent/ 2O viscosif ier Rød 137,7

43,0



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


Tabell A-1 forts: Totalt planlagt forbruk, utslipp og deponering per kjemikalie – side 2 av 2

SementeringBarite Vektmateriale Grønn 727,7 225,4Calcium chloride brine Salinitet Grønn 32,0 5,4Cement class G w ith EZ-Flo II Sement Grønn 3636,9 696,2Cement class G w ith EZ-Flo II and SSA-1Sement Grønn 467,6 9,0CFR-8L Dispergeringsmiddel Gul 35,4 4,5Econolite Liquid Extender Grønn 90,2 13,8Gascon 469 Gasskontroll Grønn 46,4 1,0Halad 350L Filtertapskontroll Gul 31,4 0,7Halad 400L Filtertapskontroll Gul 32,2 0,7Halad-99LE+ Filtertapskontroll Gul 20,8 3,7HR-4L Retarderingsmiddel Grønn 44,1 10,8HR-5L Retarderingsmiddel Grønn 28,3 0,5Mulsol solvent Mutual solvent Gul 6,3 0,0NF-6 Skumdemper Gul 6,7 1,7SCR-100 L NS Retarder Gul 9,0 0,2SEM 8 Emulgeringsmiddel Gul 7,1 0,0Tuned Spacer XL Blend series Skillevæske Grønn 480,9 59,3Tuned Spacer E+ Skillevæske Grønn 35,8 14,6KompletteringOXYGON Oxygen Scavenger Gull 15,0

STARCIDE Biocide Gull 15,0

Sodium Bicarbonate Alkalinity control agent Grønn 100,0Calcium Chloride Salinitet Grønn 2000,0Calcium Bromide Salinitet Grønn 650,0BARAZAN Viscosif ier Grønn 6,0

BARAKLEAN DUALWellbore clean up chemical

Gull 100,0

BARAKLEAN GOLD Detergent Gull 15,0Citric Acid Alkalinity control agent Grønn 0,5BARAVIS Viscosif ier Grønn 2,5BARABUF pH stabilizer Grønn 4,0



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


Tabell A-2: Totalt planlagt forbruk, utslipp og deponering av kjemikalier per fargekategori

Tabell A-3: Forbruk og utslipp av vannbaserte borevæskekjemikalier

Tabell A-4: Forbruk og utslipp av oljebaserte borevæskekjemikalier

Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 Rød Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 Rød Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 RødBOP kjemikalier 90 90 71,1 5,4 13,5 71,1 5,4 13,5Vaskekjemikalier 60 60 48 12 48 12Gjengefett 2,1 0,21 0,32 1,78 0,03 0,18Vannbasert borevæske 4435,73 4435,73 4212,73 223 4212,73 223Oljebasert borevæske 24297,69 7567,38 14610,62 9049,37 499,80 0,00 137,7 4538,45 2829,56 156,28 0,00 43,02Sementering 5738,915 1047,34 5695,51 17,18 24,40 1,81 1042,94 1,53 1,89 0,04Komplettering 2907,95 2816,45 91,5TOTALT 37532,39 5633,28 7567,38 27454,73 9400,22 537,70 1,81 137,7 5374,80 242,10 15,39 0,04 0,0 4538,45 2829,56 156,28 0,00 43,02

Forbruk stoff [tonn] Utslipp Stoff [tonn] Deponering stoff [tonn]Bruksområde Forbruk [tonn] Utslipp [tonn] Deponering [tonn]

Handelsnavn FunksjonMiljø-klassif isering

Usage perkjemikalie[tonn]

Til land perkjemikalie[tonn]

Discharge perkjemikalie[tonn]

Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2

Baracarb (All grades) Viskositetsendrer Grønn 0 0 100

BARAZAN Viskositetsendrer Grønn 32,2 0 32,2 100 32,2 32,2

Barite Vektmateriale Grønn 2821 0 2821 100 2821 2821

OMCA Bentonite Viskositetsendrer Grønn 0 0 100 0

DEXTRID E Filtreringskontroll Grønn 200,5 0 200,5 100 200,5 200,5

GEM GP Leirskiferstabilisator Gul 223 0 223 100 0 223 223

PAC RE/LE Filtreringskontroll Grønn 136,4 0 136,4 100 136,4 136,4

KCl Potassium Chloride Leirskiferstabilisator Grønn 1001,83 0 1001,83 100 1001,83 1001,83

Performatrol Shale Stability Gul 0 0 100

Soda Ash Alkalinity Control Agent Grønn 20,8 0 20,8 100 20,8 20,8

Sum 4435,73 0 4435,73 4212,73 223 4212,73 223

Discharge[tonn]% av stoff Usage[tonn]

Deponering[tonn]

Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 Rød Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 Rød Grønn Gul Gul Y1 Gul Y2 Rød

BARACARBs Calcium Carbonate LCM Grønn 840,0 226,1 100 % 840,0 226,1

Barite Barite Weighting Agent Grønn 12172,0 3818,1 100 % 12172,0 3818,1

BDF 568 Fatty Acid DerivativeViscosif ier

Gul 137,7 43,0 20 % 80 % 27,5110,2

8,634,4

Calcium Chloride Calcium Chloride Salinity Grønn 1210,8 378,7 100 % 1210,8 0,0 378,7

TAU MODFibrous Amorphous material

OBM filtration control agent

Grønn 309,9 96,9 18 % 82 % 56,1 253,8 17,5 79,4

EZ MUL NSPolyanimated fatty acid

OBM emulsif ier Gul 516,6 161,6 25 % 75 % 126,7389,6

39,6121,9

Lime Calcium CarbonateAlkalinty control agent

Grønn 141,2 44,2 100 % 141,2 44,2

XP-07 base oil base oil Gul 8641,3 2702,0 100 % 8641,3 0,0 2702,0

STEEL SEAL Graphite LCM Grønn 190,6 53,9 100 % 190,6 53,9

BDF 513 Cross-linked PolymerFluid loss agent/ 2O

viscosif ier Rød 137,7 43,0 100 % 137,7 43,0

Sum 24297,7 7567,4 - - 14610,6 9049,4 499,8 0,0 137,7 4538,5 2829,6 156,3 0,0 43,0

Deponering per

kjemikalieHandelsnavn Funksjon

Miljø-klassifisering

Forbruk perkjemikalie

[tonn]

% av stoffHonved-komponent

Forbruk [tonn]



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


Tabell A-5: Forbruk og utslipp av sementkjemikalier

Tabell A-6: Estimert forbruk og utslipp av kompletteringsvæsker, samt oversikt over forbruk og utslipp av andel grønne og

gule stoff

Tabell A-7: Estimert forbruk og utslipp av BOP kjemikalier, samt oversikt over forbruk og utslipp av andel grønne og gule

stoff

Tabell A-8: Estimert forbruk og utslipp av riggvaskekjemikalier, samt oversikt over forbruk og utslipp av andel gule og

grønne stoff


Barite Vektmateriale Grønn 727,7 225,42 100 % 727,70 225,42

Calcium chloride brine Salinitet Grønn 32,02 5,36 100 % 32,02 5,36

Cement class G w ith EZ-Flo II Sement Grønn 3636,865 696,2 100 % 3636,87 696,20

Cement class G w ith EZ-Flo II and SSA-1 Sement Grønn 467,59 9,015 100 % 467,59 1,00

CFR-8L Dispergeringsmiddel Gul 35,415 4,455 64 % 36 % 22,67 12,75 2,85 1,60

Econolite Liquid Extender Grønn 90,235 13,835 100 % 90,24 13,84

Gascon 469 Gasskontroll Grønn 46,395 0,97 100 % 46,40 0,97

Halad 350L Filtertapskontroll Gul 31,375 0,655 85 % 15 % 26,65 4,71 0,56 0,10

Halad 400L Filtertapskontroll Gul 32,185 0,67 79,06 % 20,94 % 25,45 6,74 0,53 0,14

Halad-99LE+ Filtertapskontroll Gul 20,795 3,66 99,43 % 0,57 % 20,68 0,12 3,64 0,02

HR-4L Retarderingsmiddel Grønn 44,125 10,77 100 % 44,13 10,77

HR-5L Retarderingsmiddel Grønn 28,32 0,53 100 % 28,32 0,53

Mulsol solvent Mutual solvent Gul 6,28 0 100 % 6,28 0,00

NF-6 Skumdemper Gul 6,74 1,68 7,43 % 89,60 % 2,97 % 0,50 6,04 0,20 0,12 1,51 0,05

SCR-100 L NS Retarder Gul 9,035 0,195 80,00 % 20 % 7,23 1,81 7,23 0,04

SEM 8 Emulgeringsmiddel Gul 7,115 0 33 % 66,67 % 2,37 4,74 0,00 0,00

Tuned Spacer XL Blend series Skillevæske Grønn 480,89 59,325 100 % 480,89 59,33

Tuned Spacer E+ Skillevæske Grønn 35,835 14,6 100 % 35,84 14,60

SUM 5738,915 1047,34 5695,51 17,18 24,40 1,81 1042,94 1,53 1,89 0,04

% av stoff Forbruk av stoff (tonn) Utslipp stoff (tonn)Handelsnavn Funksjon

Miljø-klassifisering

Forbruk kjemikalie

(tonn)

Utslipp kjemikalie

(tonn)


OXYGONOxygen Scavenger

Gull 15,0 0 100 0,0 15,0

STARCIDE Biocide Gull 15,0 0 100 0,0 15,0

Sodium BicarbonateAlkalinity control agent

Grønn 100,0 100 0 100,0 0,0

Calcium Chloride Salinitet Grønn 2000,0 100 0 2000,0 0,0

Calcium Bromide Salinitet Grønn 650,0 100 0 650,0 0,0

BARAZAN Viscosif ier Grønn 6,0 100 0 6,0 0,0

BARAKLEAN DUALWellbore clean up chemical

Gull 100,0 43,0 57,0 43,0 57,0

BARAKLEAN GOLD Detergent Gull 15,0 70,0 30,0 10,5 4,5

Citric AcidAlkalinity control agent

Grønn 0,5 100 0 0,5 0,0

BARAVIS Viscosif ier Grønn 2,5 100 0 2,5 0,0

BARABUF pH stabilizer Grønn 4,0 100 0 4,0 0,0

Sum 2908,0 0,0 - - 2816,5 91,5

Handelsnavn FunksjonMiljø-

klassifisering

Forbruk perkjemikalie

[tonn]

Deponering per

kjemikalie

% av stoff Forbruk[tonn] Deponering[tonn]

Handelsnavn Funksjon

Miljø- klassifisering


Pelagic 50 BOP Fluid Concentrate BOP-væske Gul 73,8 73,8 0,3 0,2 0,5 22,14 14,76 36,9 22,14 14,76 36,9

Pelagic Stack Glycol V2 BOP-væske Grønn 172,2 172,2 1 172,2 172,2

SUM 246 246 194,34 14,76 36,9 194,34 14,76 36,9

Forbruk per

kjemikalie (tonn)

Utslipp per kjemikalie

(tonn)

% av stoff Forbruk (tonn) Utslipp (tonn)


Miljøklassifisering


Microsit Polar Rigg-vaskemiddelGul 73,8 73,8 0,8 0,2 59,04 14,76 59,04 14,76

SUM 73,8 73,8 59,04 14,76 59,04 14,76

Forbruk per

kjemikalie (tonn)


(tonn)




Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


Tabell A-9: Estimert forbruk og utslipp av gjengefett, samt oversikt over forbruk og utslipp av andel grønne og gule stoff


Miljøklassifisering


Bestolife "3010" NM SPECIAL Gjengefett Gul 2,46 2,46 0,33 0,67 0,81 1,65 0,81 1,65

Jet-Lube® SEAL-GUARD TM ECF Gjengefett Gul 0,42 0,42 0,025 0,975 0,01 0,41 0,011 0,41Jet-Lube NCS 30 -ECF Gjengefett Gul 2,46 2,46 0,025 0,975 0,06 2,40 0,062 2,40Jet-Lube Alco- EP ECF Gjengefett Gul 0,41 0,41 1 0,41 0,410

SUM 5,75 5,75 0,88 4,87 0,88 4,87

Forbruk per

kjemikalie (tonn)


(tonn)




Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


App B Beredskapskjemikalier Beredskapskjemikalier er kjemikalier som kan benyttes i tilfelle bore- eller brønntekniske problemer oppstår. Tabell B-1 gir en

oversikt over hvilke kjemikalier som kan benyttes, samt konsentrasjonene som vil bli tilsatt borevæsken.

Tabell B-1 oversikt over beredskapskjemikalier

Grønn Gul Rød

Baracarb (All grades) Vektstoffer Grønn 100 0 0 0.1 - 800 Grønn

Barofibre F/M/C Hindrer tapt sirkulasjon Grønn 100 0 0 0.1 - 150 Grønn

BDF-370 Hindrer tapt sirkulasjon Grønn 100 0 0± 230 i ferskvann til

± 10 m³ pillGrønn

Citric Acid pH regulerende Grønn 100 0 0 0.1 - 10 Gul

Mica Hindrer tapt sirkulasjon Grønn 100 0 0 15 - 115 Grønn

NF-6 Skumdemper Gul 7,43 92,57 0 0.1 - 0.5 Grønn

PAC RE Viskositetsendrende kjemikalier Grønn 100 0 0 0.1 - 10 Grønn

Sodium Bicarbonate pH regulerende Grønn 100 0 0 0.1 - 10 Grønn

Sourscav H2S Fjerner Gul 0 100 0 0.1 - 6 Grønn

Starcide Biosid Gul 0 100 0 0.1 - 1.5 Grønn

STEELSEAL (All grades) Hindrer tapt sirkulasjon Gul 0 100 0 10-300 Grønn

Lime Alcalinity control agent Grønn 100 0 0 0.1-15 Grønn

WALLNUT Hindrer tapt sirkulasjon Grønn 100 0 0 15 - 115 Grønn

Baro-Lube NS Friksjonsreduserende kjemikalier Gul 0 100 0 2 - 5% Grønn

GELTONE II Viskositetsendrende kjemikalier Rød 0 0 100 5-20 Grønn

SUSPENTONE Viskositetsendrende kjemikalier Gul 0 100 0 4-8 Grønn

Barite Weight material Grønn 100 0 0 0.1-1000 Grønn

Bentonite Viskositetsendrende kjemikalier Grønn 100 0 0 0.1-100 Grønn

GEM GP Shale Stabiliser Gul 0 100 0 3-6% Grønn

Helse- klassifiseringKonsentrasjon

kg/m3Handelsnavn Funksjon

Miljø- klassifiserin

% av stoff



Oseberg Delta 2

Dok. nr.



1


B.1 Kriterier for bruk av beredskapskjemikalier Baracarb (all grades): kan bli benyttet i tilfelle tapt sirkulasjon. Barofibre F/M/C: brukes i tilfelle tapt sirkulasjon. BDF-370: brukes i tilfelle tapt sirkulasjon. Citric Acid: brukes i tilfelle det kan bli nødvendig å redusere pH-verdien i slammet.

Mica: kan bli brukt som piller (5-10 m3) dersom tapt sirkulasjon. NF-6: kan bli benyttet for å hindre dannelse av skum.

PAC RE: kan måtte benyttes ved lav viskositet der det ikke er tid for Bentonitt til å hydrere. Sodium Bicarbonate : brukes i tilfelle det kan bli nødvendig å regulere pH-verdien i slammet. Sourscav: kan bli brukt dersom det skulle forekomme H2S-gass i boreslammet.

Starcide: kan brukes for å redusere og hemme bakterievekst i vannbasert borevæske. STEELSEAL(All grades): brukes i tilfelle tapt sirkulasjon.

WALLNUT: kan bli brukt som piller (5-10 m3) dersom tapt sirkulasjon. BARO-LUBE NS: Friksjonsreduserende kjemikalier

SUSPENTONE: Suspension agent GELTONE II: Secondary viscosifier Barite:To weight up Kill mud Bentonite: Viscosify Kill mud GEM GP:Shale Stabiliser

Katla Field - Miljødirektoratet - Forside · Doc. no. TNE MTO PTM MGE RA 55 Date Rev. no. Katla...

Documents

Transcript of Katla Field - Miljødirektoratet - Forside · Doc. no. TNE MTO PTM MGE RA 55 Date Rev. no. Katla...