32
Specification for Pipeline Design Premise

Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

  • Upload
    dangtu

  • View
    227

  • Download
    4

Embed Size (px)

Citation preview

Page 1: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise

Page 2: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         2 of 32 

CONTENTS  

1.0 INTRODUCTION ................................................................................................................................................................ 3

2.0 SCOPE OF DOCUMENT.................................................................................................................................................... 4

3.0 DESIGN DATA..................................................................................................................................................................... 8

1.0 PIPE MATERIAL DATA .................................................................................................................................................... 9

4.0 ENVIRONMENTAL DATA.............................................................................................................................................. 18

5.0 PIPELINE DESIGN CRITERIA ...................................................................................................................................... 27

6.0 TIE-IN DESIGN CONSIDERATIONS ............................................................................................................................ 29

7.0 SUBSEA STRUCTURES ................................................................................................................................................... 30

8.0 GEOTECHNICAL DATA AND SEABED CONDITIONS............................................................................................ 32

9.0 REFERENCES.................................................................................................................................................................... 32

Page 3: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         3 of 32 

1.0 INTRODUCTION 1.1 General 

The  field development will consist of two 

SPAR’s  in  the  deep‐water  field  location, 

one  for  each  field with  a  Shallow Water 

Facility  Platform  (SWF)  located  on  the 

Continental Shelf.  The water depth at the 

SPAR locations is approximately 3500 feet 

and for the SWF approximately 350 feet. 

 

The  export pipeline  system  is  zoned  into 

deep  and  shallow  water  sections.    The 

basis  of  design  for  the  required  facilities 

are as follows: 

 

Boomvang 

• Gas Export Riser  ‐ 18" SCR with PLEM 

containing  a  swivel,  a  Riser  to  PLEM 

flange  connection,  a  check  valve  and 

tie‐in spool connector 

• Oil  Export Riser  ‐  16"  SCR with PLEM 

containing  a  swivel,  a  Riser  to  PLEM 

flange  connection,  a  check  valve  and 

tie‐in spool connector 

• Gas  Export  18"  Tie‐in  Spool  with 

Diverless  Connectors  for  PLEM  to 

Export Line Tie‐in SLED 

• Oil  Export  16"  Tie‐in  Spool  with 

Diverless  Connectors  for  PLEM  to 

Export Line Tie‐in SLED 

 

Nansen 

• Gas Export Riser  ‐ 14" SCR with PLEM 

containing  a  swivel,  a  Riser  to  PLEM 

flange  connection,  a  check  valve  and 

tie‐in spool connector 

• Oil  Export Riser  ‐  12"  SCR with PLEM 

containing,  a  swivel,  a  Riser  to  PLEM 

flange  connection,  a  check  valve  and 

tie‐in spool connector 

• Gas  Export  14"  Tie‐in  Spool  with 

Diverless  Connectors  for  SCR  PLEM 

and 14" infield pipeline PLEM 

• Oil  Export  12"  Tie‐in  Spool  with 

Diverless  Connectors  for  SCR  PLEM 

and 12" infield pipeline PLEM 

 

Nansen In‐Field Pipelines 

• Infield  14"  Gas  Pipeline  PLEM 

containing a swivel, a pipeline to PLEM 

flange connection, a check valve and a 

spool connector. 

• Infield  12"  Oil  Pipeline  PLEM 

containing a swivel, a pipeline to PLEM 

flange connection, a check valve and a 

spool connector. 

• 14" x 0.866" WT Nansen to Boomvang 

infield Gas Pipeline 14 miles in length 

• 12" x 0.562" WT Nansen to Boomvang 

infield Oil Pipeline 14 miles in length 

• 14"  to  18"  Inline  Tie‐in  SLED 

containing  a  14"  swivel,  a pipeline  to 

SLED  flange  connection,  a  piggable  Y 

(14"  to  18"),  a  Boomvang  18"  spool 

connector,  a  18"  pipeline  connection 

flange, and a 18" pipeline swivel. 

• 12"  to  16"  Inline  Tie‐in  SLED 

containing  a  12"  swivel,  a pipeline  to 

SLED  flange  connection,  a  piggable  Y 

(12"  to  16"),  a  Boomvang  16"  spool 

connector,  a  16"  pipeline  connection 

flange, and a 16" pipeline swivel. 

 

Nansen ‐ Exxon Diana Pipeline Crossing 

• 14"  Gas  line  Crossing  of  two  Exxon 

Diana pipelines 

• 12"  Oil  line  crossing  of  two  Exxon 

Diana pipelines 

Page 4: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         4 of 32 

 

Deep  Water  Export  Pipelines, 

Boomvang/Nansen to SWF 

• 18"  x  1.0"  WT  Gas  Export  Pipeline 

from the  in‐line SLED at Boomvang to 

the  SWF  a  distance  of  approximately 

40 miles, terminating with a flange in a 

water depth of no less than ??? 

• 16"  x  0.812"  WT  Oil  Export  Pipeline 

from the  in‐line SLED at Boomvang to 

the  SWF  a  distance  of  approximately 

40 miles, terminating with a flange in a 

water depth of no less than ??? 

• Export  Pipeline  Crossings  ‐  to  be 

determined 

 

Deep  Water  Export  Pipelines  Tie‐in  to 

SWF 

• 18"  x  1.0"  WT  Gas  Export  Pipeline 

flanged  tie‐in  spool  from  the pipeline 

to the SWF 

• 16"  x  0.812" WT Gas  Export  Pipeline 

flanged  tie‐in  spool  from  the pipeline 

to the SWF 

 

Shallow Water Gas  Export  Pipeline  SWF 

to ???? 

• 18"  concrete  weight  coated  Gas 

Export  Pipeline  from  the  SWF  to  the 

???  Platform  distance  of 

approximately  ?? Miles,  commencing 

and  terminating  with  a  flange  for 

spool piece tie‐ins. 

• Pipeline Crossings ‐ to be determined 

 

Shallow Water  Oil  Export  Pipeline  from 

25  feet Water  Depth  near  shore  ???  to 

SWF 

• 16" concrete weight coated Oil Export 

Pipeline to the SWF  from a near shore 

tie‐in location in 25 feet water depth a 

distance  of  approximately  ??  Miles, 

terminating with  a  flange  at  the  SWF 

platform 

• Pipeline Crossings ‐ to be determined 

 

Pipeline Trenching 

• Trenching  of  the  shallow  water 

pipelines  in water depths of  less  than 

200 feet. 

• Trench  depth  –  3  feet  of  cover  from 

top of pipe. 

 2.0 Scope of Document 

This  design  premise  describes  the design  criteria  and  data  that  will  be used  for  the  detailed  design  of  the pipelines,  structures  and  associated piping and equipment that will be used for the Export pipeline system. 

 

2.1 Design Codes, Standards and Regulations 

2.1.1 Regulations 

 

The  following  legislation  and  acts 

relating  to  offshore  exploration 

and production in the: 

 

Oil Transmissions Pipelines:  US  D.O.T. 

Regulations 49 CFR Part 195; Minimum 

Federal  Safety  Standards  for  Liquid 

Pipelines 

 

Gas Transmission Pipelines:  US 

D.O.T. Regulations 49 CFR Part 192; 

Minimum Federal Safety Standards 

for Gas Lines. 

 2.1.2 Codes and Standards 

  Codes for design and fabrication of 

Page 5: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         5 of 32 

systems and equipment shall be  in 

accordance  with  latest  adopted 

Codes  and  Standards  set  forth 

below:  

 

American Petroleum Institute 

 

API RP 2A  Recommended 

Practice  for  Planning 

Designing  and 

Constructing  Fixed 

Offshore Platforms 

API 5L  Specification  for  Line 

Pipe 

API 6A  Specification  for 

Wellhead Equipment 

API 6D  Specification  for 

Pipeline Valves 

API RP 14E  Design  and 

Installation  of 

Offshore  Production 

Piping Systems 

API 17D   Specification  for 

Subsea  Wellhead  and 

Christmas  Tree 

Equipment 

API 1104  Welding  of  Pipelines 

and Related Facilities 

API 1111  Design,  Construction, 

Operation  and 

Maintenance  of 

Offshore Hydrocarbon 

Pipelines  (Limit  State 

Design)    

American  National  Standards Institute (ANSI) 

 ANSI B 16.5  Specification  for  Steel 

Pipe  Flanges  and Flanged Fittings 

ANSI B 16.9  Steel  Butt  Weld Fittings 

ANSI B16.11 Forged  Fittings, Socket,  Welding  and Threaded 

ANSI B16.20 Ring‐Joint  Gasket  and Grooves for Steel Pipe Flanges 

ANSI B31.4  Liquid  Petroleum Transportation  Piping System 

ANSI B 31.8  Gas  Transmission  and Distribution  Piping Systems 

 American  Society  for  Testing 

Materials (ASTM)  ASTM A 105 Carbon  Steel  Forgings 

for  Piping Components 

ASTM A 182 Stainless Steel Fittings F 316L ASTM A 193 Alloy  Steel  and 

Stainless  Steel  Bolting Materials  for  High Temperature Service 

 ASTM A 194 Carbon and Alloy Steel 

Nuts  and  Bolts  for High  Pressure Temperature Service 

 American  Society  of  Mechanical 

Engineering (ASME) 

 ASME VIII  Boiler  and  Pressure 

Code ‐ Pressure Vessel ASME IX  Welding Code ASME V  Non‐destructive 

Testing  

Page 6: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         6 of 32 

American Welding Society (AWS)  AWS D1.1  Structural  Welding 

Code  American  Institute  of  Steel 

Construction (AISC) 

 Specification  for  the  Design, 

Fabrication  and Erection  of  Structural Steel for Buildings 

 National  Association  of  Corrosion 

Engineers (NACE) 

 

MR‐01111  Sulphide  Stress 

Cracking  Resistant 

metallic  Material  for 

Oil Field Equipment 

RP‐01  Control  of  Internal 

Corrosion  in  Steel 

Pipeline  and  Piping 

System 

RP‐03  Metallurgical  and 

Inspection 

Requirement  for  Cost 

Sacrificial  Anodes  for 

Offshore Application 

RP‐06  Recommended 

Practice for Control of 

Corrosion on Onshore 

Pipelines 

 

National  Aerospace  Standards 

Institute (NAS) 

 

NAS 1638  Cleanliness 

requirements  of  parts 

used  in  hydraulic 

systems 

 

International Standard 

 

ISO‐WD‐13628‐8   Design  and 

Operation  of  ROV 

Interfaces with Subsea  

Pt 8   Production  Systems 

(draft) 

 

Det Norske Veritas 

 

DnV  Classification  Notes 

No. 30.4; Foundations 

DnV  Rules for Planning and 

Execution  of  Marine 

Operations, 1996  

1.1.1 2.1.3  System of Units   

 

American Standard Units. 

 

Page 7: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         7 of 32 

2.2 Abbreviations 

 

API  American Petroleum Institute 

ASME  American Society of Mechanical Engineers 

CSOI  Coflexip Stena Offshore Inc. 

DnV  Det Norske Veritas 

FBE  Fusion Bonded Epoxy 

HDPE  High Density Polyethylene Coating 

MP  Mile Post 

LAT  Lowest Astronomical Tide 

RJBD  R J Brown Deepwater, Inc. 

MTL  Mean Tide Level 

MSL  Maximum Still Water Level 

NB  Nominal Bore 

OD  Outside Diameter 

PP  Polypropylene 

SBPD  Standard Barrel per Day 

SCE  Safety Critical Element 

SMCFD  Standard Million Cubic Feet per Day 

SMYS  Specified Minimum Yield Stress 

UTM  Universal Transverse Mercator 

WPP  Wellhead Protector Platform 

WT  Wall Thickness 

ANSI   

 

Page 8: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         8 of 32 

3.0 Design Data 

3.1 Pipeline Sizes 

The pipelines shall be designed  in accordance with the regulation and design codes set forth  in 

Section  1.3.  The  Deep‐Water  pipeline  sizes  are  shown  in  Table  3.1.    The  diameters  will  be 

confirmed during the flow assurance design checks.  

 

Nominal OD/Service  No. Actual  Nominal  Grade 

    OD  WT   

18" Gas Export  1  18”  1.0  API 5L  X60 

16" Oil Export  1  16”  0.812 API 5L  X60 

14" Gas in‐field  1  14”  0.866 API 5L  X60 

12" Oil in‐field  1  12.75” 0.562 API 5L  X60 

18" SCR Gas Export  1  18”  1.0  API 5L  X60 

16" SCR Oil Export  1  16”  0.812 API 5L  X60 

14" SCR Gas in‐field  1  14”  0.866 API 5L  X60 

12" SCR Oil in‐field  1  12.75” 0.562 API 5L  X60 

Table 3.1 

Deep Water Pipeline Sizes 

Note 1:  Wall thickness for rigid tie‐in spools – to be determined 

Note 2:  Pipe Grade to be checked during design 

 

The Shallow Water pipeline sizes are shown in Table 3.2.  These sizes are to be confirmed during 

the flow assurance design checks.  

 

NOMINAL OD/SERVICE  NO. ACTUAL  NOMINAL  GRADE 

    OD  WT   

18" Gas Export  1  18”  TBD  API 5L  TBD 

16" Oil Export  1  16”  TBD  API 5L  TBD 

Table 3.2 

Shallow Water Pipeline Sizes 

 

Note 1:  Wall thickness for rigid tie‐in spools – to be determined 

Page 9: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         9 of 32 

 

3.2 Pipe Material Data 

Deep Water Pipeline Material data is summarized in Table 3.3. 

 Parameter  Units  18” 

Gas Export 

6" 

Oil Export 

14" Infield Gas 

12" Infield Oil 

 

Negative Manufacturing Tolerance (1) 

 % 

 +/‐10 

 +/‐10 

 +/‐10 

 +12.5/ ‐10 

 

Poissons Ratio 

‐  0.3  0.3  0.3  0.3   

Material   ‐  Carbon Steel 

Carbon Steel  Carbon Steel 

Carbon 

Steel 

 

Material Grade 

‐  API 5L X60 

API 5L X60  API 5L X60 

API 5L X60 

 

SMYS  KSI  60  60  60  60   Youngs Modulus 

KSI  29 x 103  29 x 103  29 x 103  29 x 103 

 

Density  1bf/ft3 

490  490  490  7850   

Linear Thermal Expansion Coefficient 

 1/°F 

 6.5 x 10‐

 6.5 x 10‐6 

 6.5 x 10‐

 6.5 x 10‐6 

 

Thermal Conductivity 

BTU/ hr 

ft/ºF 

26  26  26  26   

Corrosion Allowance 

inch  TBA  TBA  TBA  TBA   

Table 3.3 

Deep Water Pipeline Material Data 

 

Page 10: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         10 of 32 

Shallow Water Pipeline Material data is summarized in Table 3.4 

 Parameter 

Units  18” 

Gas Export 

16" 

Oil Export 

14" Infield Gas 

12" InfieldOil 

Negative Manufacturing Tolerance (1)   % 

       

Poissons Ratio  ‐  0.3  0.3  0.3  0.3 Material   ‐  Carbon 

Steel Carbon Steel  Carbon 

Steel Carbon 

Steel Material Grade  ‐         SMYS  KSI         Youngs Modulus  KsI  29 x 103  29 x 103  29 x 103  29 x 

103 Density  1bf/ft3  490  490  490  490 Linear Thermal Expansion Coefficient   

1/ºF  

6.5 x 10‐6 

 6.5 x 10‐6 

 6.5 x 10‐

 6.5 x 10‐6 

Thermal Conductivity  BTU/ hr ft/ºF 

26  26  26  26 

Corrosion Allowance  ‐ inch  TBA  TBA  TBA  TBA 

Table 3.4 

Shallow Water Pipeline Material Data 

 

3.3 Pipeline Coatings 

 

Deep Water Pipeline Coating properties are given in Table 3.5.   

 

 

Layer  Thickness 

 

(mils) 

Density 

 

(1lb/ft3) 

Thermal 

Conductivity 

(BTU/hr ft/ºF) 

FBE  6  90  0.173 

Cohesive  6  56  0.13 

Solid Polypropylene  87  56  0.13 

Table 3.5 

Deepwater Pipeline Coating System 

 

Field Joint Coatings are:  Pipeline – To be advised 

  Spoolpiece – To be advised 

 

Page 11: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         11 of 32 

Shallow Water Pipeline Coating properties are given in Table 3.6.   

 

 

Layer  Thickness 

 

(mils) 

Density 

 

(1bf/ft3) 

Thermal 

Conductivity 

(BTU/hr ft/ºF) 

FBE   14  90  0.173 

Slip Coat  4  90  0.173 

Concrete Weight Coating  TBD  TBD  TBD 

Table 3.6 

Corrosion Protection Coating and weight coating 

 

Field Joint Coatings are:  Pipeline – To be advised 

  Spoolpiece – To be advised 

 

3.4 Other Densities 

 

Density of Seawater  =  64 lb/ft3 

Density of Oil  =  TBD lb/ft3 

Density of Weight Coating  =  165 or 190 lb/ft3 

Density of Gas  =   TBD lb/ft3 

 

3.5 Design Pressures and Temperatures 

 

Design pressure and temperature for the flowlines and risers are given in Table 3.7. 

 

PIPELINES  DESIGN PRESSURE 

 

(PSIG) 

MAXIMUM DESIGN 

TEMPERATURE 

(°F) 

MINIMUM DESIGN 

TEMPERATURE 

(°F) 

18" Gas Export       

16" Oil Export       

14" Gas in‐field       

12" Oil in‐field       

18" SCR Gas Export       

16" SCR Oil Export       

14" SCR Gas in‐field       

12" SCR Oil in‐field       

Table 3.7 

Page 12: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         12 of 32 

Design Pressure and Temperature 

3.6 Operating Conditions 

 

3.5.1  Production Conditions 

 

Maximum Normal Flowing Pressure Oil Export      

Maximum Shut in Pressure Oil Export     

Maximum Normal Flowing Pressure Gas Export     

Maximum Shut in Pressure Gas Export     

Table 3.8 

Wellhead Pressures for HSP‐Lifted Production Wells 

 

FLOWING TEMPERATURE    XX%  OIL  (START  OF 

LIFE) 

   

  xx% water (end of life)     

Maximum Oil Flowing Temperature       

Minimum Allowable oil flowing temperature     

Maximum Gas Flowing Temperature       

Minimum Allowable Gas flowing temperature     

Table 3.9 

Production temperature Limits 

 

3.5.2  Design Production Rates – Boomvang 

 

 Design Production Rate 

  Peak Oil Case  Transition Case  Peak Water Case 

Oil (sbpd)       Reservoir Water (sbpd)       Gas (mmscfd)              

Table 3.10 

Boomvang Design Production Rates 

Page 13: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         13 of 32 

 

3.5.3  Design Production Rates – Nansen 

 

 Design Production Rate 

  Peak Oil Case  Transition Case  Peak Water Case 

Oil (sbpd)       Reservoir Water (sbpd)       Gas (mmscfd)              

Table 3.11 

Nansen Design Production Rates 

 

3.5.4  Operating Conditions – Gas Export Line  

The 18‐inch gas export pipeline is designed for a maximum flowrate of TBD mmscfd, at a normal operating pressure of TBD psig. 

 3.5.5  Gas Fluid Characteristics  

Table 3.12 presents the export gas composition.  

Component  BOOMVANG MOL% 

NANSEN MOL % 

CO2     N2     C1     C2     C3     IC4     NC4     IC5     NC5     NC6     NC7                         TOTAL    100% 

Table 3.12 

Export Gas Composition 

Page 14: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         14 of 32 

3.5.6 Oil Fluid Characteristics  Table 3.13 presents the export oil composition..  

Component  Boomvang %  Nansen %                                                                            TOTAL  100%  100% 

Table 3.13 

Export Oil Composition 

 

Table 3.14 presents expected Gas flowrates for each year.    

 

  Boomvang  Nansen 

Year  mmscfd  mmscfd 

2001     

2002     

2003     

2004     

2005     

2006     

2007     

2008     

2009     

2010     

     

Table 3.14 

Gas Export Flowrates 

Page 15: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         15 of 32 

3.7 Design Life 

The design life of all pipelines, risers, J‐

tubes and subsea facilities is 20 years. 

 

3.8 Corrosion Protection 

An external anti‐corrosion  coating and 

sacrificial  anodes  in  accordance  with 

RP‐06  will  prevent  the  external 

corrosion  of  the  pipelines  and  subsea 

facilities. 

 

The following design data will be used in the design of anodes:  

Design Data Units  Buried Value  Unburied 

Value 

Mean Bare Steel Current Density (1)  mA/ft2     

Final Bare Steel Current Density (1)   mA/ft2     

Electrolyte Resistivity  ohm ft     

Anode Potential  mV     

Protective Potential  mV     

Current Capacity  Ah/1b     

Utilisation Factor  ‐     

Anode Density  1b/ft3     

Table 3.15 External Corrosion Design Data 

  The coating breakdown factors (for all pipelines) are given in Table 3.16.  

Initial  Mean  Final  Reference 

Concrete Coated/FBE         

3‐Layer PP  1.5%  3%  4.8%  Norsok 

Table 3.16 Coating Breakdown Factors 

 Compatibility with the SPAR Corrosion Protection Systems shall be ensured. 

 

Page 16: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         16 of 32 

3.9 Tie‐in Flanges 

 Shallow Water  Pipeline  tie‐ins will  be via flanges, including swivel ring flanges 

where appropriate.   Tie‐in Flanges will be  in  accordance  with  ASME  B16.5.  The  following  ratings will  be  used  for the pipeline flanges. 

 

Line Size  18" Gas Export  16" Oil Export 

Type  ANSI  ANSI 

Flange Rating     

Flange 

Material 

ASTM 

 

 

ASTM 

 

 

     

Gasket     

Gasket 

Material 

 

Bolts   

Nuts (1)   

Table 3.17 Flanges Rating 

 Note (1):  All nuts and studs to suit hydraulic tensioning equipment.   

Line Size  18" Gas 

Export 

16" Oil Export  14" Gas Export 

Pipeline 

12" Oil 

Export 

Pipeline 

Type         

Flange Rating         

Flange Material         

Gasket         

Gasket Material         

Bolts   

Nuts (1)   

   

Table 3.18 Deep Water Flanges Rating 

 Note (1):  All nuts and studs to suit hydraulic tensioning equipment. 

 

Page 17: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         17 of 32 

3.10 Pigging Philosophy 

 

All pipelines shall be designed to enable effective testing and pre‐commissioning. 

 

During operation ‐ TO BE PROVIDED BY CLIENT 

 

3.11 Trenching  

The shallow water pipelines will be trenched from 200 feet water depth. 

 

Pipeline  Minimum Trench Depth 

to Top of Pipe 

 

18" Gas Export 3 foot 

16" Oil Export  3 foot 

Table 3.19 

Minimum Trench Depths 

 

3.12 Mechanical Protection 

3.13 SPAR J‐Tube Data 

The  J‐Tube  shall be designed by others  to accommodate and  to allow  installation of  the 18”, 

16”,14” and 12.75” SCR’s 

 

J‐Tube Ref.  Description  OD (inch) 

WT (inch)  3.13.1.1 Mate

rial 

Hang‐Off Flange 

           

           

           

           

Table 3.20 J‐Tube Details 

  

Page 18: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         18 of 32 

4.0 ENVIRONMENTAL DATA 

4.1  Water Depth 

 The water depth at LAT across the Development Area varies as detailed in Table 4.1. 

 

Location  Water Depth (LAT) (feet) 

Boomvang Spar Location  3450 

Nansen Spar Location  3680 

SWF Location  ~350 

Gas Export Tie‐in Platform Location  ~200 

Table 4.1 Water Depth Variation 

 The minimum and maximum water depths along the pipelines at LAT are summarized  in Table 4.2. 

 

Pipeline  Maximum Water Depth (feet) 

Minimum Water Depth (feet) 

18" Gas Export to SWF  3450  ~350 

16" Oil Export to SWF  3450  ~350 

18"  Gas  Export  to  SWF  to 

BA538 

~350  ~200 

16"  Oil  Export  to  SWF  to 

shore 

~350  25 

14" Gas in‐field  3680  3450 

12" Oil in‐field  3680  3450 

18" SCR Gas Export  3450  ‐ 

16" SCR Oil Export  3450  ‐ 

14" SCR Gas in‐field  3680  ‐ 

12" SCR Oil in‐field  3680  ‐ 

     

Table 4.2 Maximum and Minimum Water Depths along the Pipelines 

Page 19: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         19 of 32 

 

4.2  Water Levels 

4.2.1  Boomvang and Nansen SPAR Location  

 4.1.1.1 Design Water Levels 

Condition 4.1.1.2 (feet) 

100 Year Maximum   

50 Year Maximum   

10 Year Maximum   

1 Year Maximum   

HAT   

MHWS   

MHWN   

MTL   

MLWN   

MLWS   

LAT   

50 Year Minimum   

100 Year Minimum   

Table 4.3 Design Water Levels 

 4.2.2  Shallow Water Facilities 

 

Data  Value (ft) 

Highest Extreme Still Water Level – 100 Year Return Period   

Highest Extreme Still Water Level – 1 Year Return Period   

Highest Astronomical Tide (HAT)   

Mean Tidal Level (MTL)   

Lowest Astronomical Tide (LAT)   

Lowest Extreme Still Water Level – 100 Year Return Period   

Table 4.4  

Page 20: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         20 of 32 

4.2.3 Gas Export Tie‐in Structure at BA 538  

Data  Value (ft) 

Highest Extreme Still Water Level – 100 Year Return Period   

Highest Extreme Still Water Level – 1 Year Return Period   

Highest Astronomical Tide (HAT)   

Mean Tidal Level (MTL)   

Lowest Astronomical Tide (LAT)   

Lowest Extreme Still Water Level – 100 Year Return Period   

Table 4.5 Gas Export Tie‐in Structure Water Levels 

4.3  Seawater Properties 

Seawater Kinematic Viscosity at 4°C  =  1.57 x 10‐6 m2/sec Thermal conductivity of seawater  =  0.5936 w/m°C Specific heat capacity of seawater  =  3900 J/kg°K 

4.4  Waves 

4.4.1  SPAR Location Boomvang and Nansen 

The tables 4.6 4.7 4.8 and 4.9 contain data that shall be used in the design of all pipelines in the 

Boomvang and Nansen Field Locations. 

 

Direction Hs  Tz 

Hmax (3 hr) Tmax  Range Tmax 

(from)  (ft)  (sec)  (ft)  (sec)  (sec) 

North               

North‐East               

East               

South‐East               

South               

South‐West               

West               

North‐West               Table 4.6 

Extreme Maximum and Significant Wave Heights and Associated Periods by Direction 

Return Period 1 Year 

Page 21: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         21 of 32 

 

Direction Hs  Tz 

Hmax (3 hr) Tmax  Range Tmax 

(from)  (ft)  (sec)  (ft)  (sec)  (sec) 

North               

North‐East               

East               

South‐East               

South               

South‐West               

West               

North‐West               

Table 4.7 

Extreme Maximum and Significant Wave Heights and Associated Periods by Direction 

Return Period 10 Years 

 

Direction Hs  Tz 

Hmax (3 hr) Tmax  Range Tmax 

(from)  (ft)  (sec)  (ft)  (sec)  (sec) 

North               

North‐East               

East               

South‐East               

South               

South‐West               

West               

North‐West               

Table 4.8 

Extreme Maximum and Significant Wave Heights and Associated Periods by Direction 

Return Period 50 Years 

Page 22: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         22 of 32 

 

Direction Hs  Tz 

Hmax (3 hr) Tmax  Range Tmax 

(from)  (ft)  (sec)  (ft)  (sec)  (sec) 

North               

North‐East               

East               

South‐East               

South               

South‐West               

West               

North‐West               Table 4.9 

Extreme Maximum and Significant Wave Heights and Associated Periods by Direction Return Period 100 Years 

NOTE SIMILAR  INFORMATION WILL BE REQUIRED FOR THE ROUTE LENGTH TO SWF PLATFORM, 

THE ROUTE FROM SWF TO SHORE, THE ROUTE SWF TO BA538 

 

Table 4.10 contains wave data for the SWF location. 

 1 Year Return Period Data  100 Year Return Period Data 

Wave 

Direction Hs  Tz 

Hmax Tmax  Hs  Tz 

Hmax Tmax 

(from)  (ft)  (s)  (ft)  (s)  (ft)  (s)  (ft)  (s) 

North                 

North‐East                 

East                 

South‐East                 

South                 

South‐

West 

               

West                 

North‐

West 

               

Omni‐

Directiona

               

Table 4.10 

SWF Tie‐in Structure Design Wave Data 

 

Page 23: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         23 of 32 

4.4.3  Gas Export Tie‐in Structure 

 

Table 4.11 contains wave data for the BA538 location. 

 1 Year Return Period Data  100 Year Return Period Data 

Wave 

Direction Hs  Tz 

Hmax Tmax  Hs  Tz 

Hmax Tmax 

(from)  (ft)  (s)  (ft)  (s)  (ft)  (s)  (ft)  (s) 

North                 

North‐East                 

East                 

South‐East                 

South                 

South‐

West 

               

West                 

North‐

West 

               

Omni‐

Directiona

               

Table 4.11 

Gas Export Tie‐in Structure Design Wave Data 

 

Page 24: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         24 of 32 

4.5  Steady Current 

4.5.1  Boomvang and Nansen SPAR Locations 

 

Tables 4.12 and 4.13 contain current velocity data for the Boomvang and Nansen locations.  This 

data  shall  be  adopted  in  the  design  of  all Boomvang  and Nansen  pipelines  in  the  field  block 

locations.  

 

The current profile  including  loop currents with water depth  for 1 year and 50 year are given 

below. 

 

Height  Direction (towards) 

  N  NE E  SE  S  SW 

W NW 

(ft)                 

15.0                 

6                 

3                 

1                 

0.0                 

Table 4.12 

Return Period 1 Year ‐ Near Bed Current Profiles 

 

Height Direction (towards) 

  N  NE  E  SE  S  SW  W  NW 

(m)                 

15                 

6                 

13                 

1                 

0.0                 

Table 4.13 

Return Period 50 Year ‐ Near Bed Current Profiles 

 

Page 25: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         25 of 32 

4.5.2 Boovang and Nansen SCR’s 

 

Table 4.14 contains current for the water column at the Boomvang and nansen Platform Locations.  

This data will be used in the design the SCR. 

 

Current Direction 

(from) 

1 Year Return 

Period 

10 Year Return 

Period 

100 Year Return 

Period 

North         

Depth       

       

       

       

       

       

North‐East       

       

       

       

       

       

East       

       

       

       

South‐East       

South       

South‐West       

West       

North‐West       

Omni‐Directional       

Table 4.14 

SCR Current data 

 

Page 26: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         26 of 32 

4.6  Temperatures 

Depth Mean Sea Temperature Profiles 

 Summer  Winter 

(m)  (°F)  (°F) 

Surface     

     

     

     

     

     

     

     

Seabed     

Table 4.15 

Mean Sea Temperature Profiles 

 

Depth Extreme Minimum  Extreme Maximum 

(feet)  (°F)  (°F) 

0     

     

     

     

     

     

     

     

     

Seabed     

Table 4.16 

50 Year Maximum and Minimum Sea Temperature Profiles 

 

4.7  Marine Growth 

Marine growth is considered negligible in the pipeline design. 

 

Marine growth of 1 inch is applied to all structural members for post installation load conditions.  

The submerged density of the marine growth shall be taken as 375 kg/m3. 

Page 27: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         27 of 32 

 5.0 PIPELINE DESIGN CRITERIA 

5.1 Pipeline Stability 

The  following  design  conditions  for stability  shall  be  considered  for pipelines  and  umbilicals.    Each  shall have a minimum stability safety  factor of 1.1.  

5.1.1 Temporary Stability 

The  pipelines  lying  on  the  seabed, empty,  shall  be  shown  to  be  stable laterally  and  vertically  for  a  one  year return  period  significant  wave  with associated  current  conditions.  Spoolpieces  shall  be  shown  to  be vertically  stable  for  a  one  year  return period maximum wave and associated current  conditions.    However,  shorter return  periods  may  be  used  for checking  stability  for  installation loadcases. 

 5.1.2 Permanent Stability 

All the  lines shall be shown to be both laterally and vertically stable under 100 year  return  period  significant  wave with  associated  current  conditions  on bottom  and  under  10  year  return period significant wave with associated current  conditions  in  the  trenched condition.   Spoolpieces shall be shown to be vertically  stable, under 100 year return  period  maximum  wave  with associated current conditions. 

 

5.2 Concrete Mattress Stability 

Concrete  mattress  stability  shall  be checked for the 100 year return period maximum  wave  with  associated current. 

 

5.3 Pipeline Routing 

The  pipeline  routing  shall  be  selected in consideration of the following:‐ 

 • Optimizing the line length • Obstructions  e.g.  wrecks,  rock 

outcrops, subsea wellheads • Routing of other pipeline and cable 

in the area • Long term pipeline stability • Avoidance of shallow banks • Avoidance of excessive spans • Restrictions of SPAR mooring lines • Environmental restricted areas • Ordinance disposal locations 

 

5.4 Mechanical Design  

The  pipelines  shall  be  designed  to provide  mechanical  integrity  to  avoid failures due to: 

 • Instability  during  the  installation 

and operation • Excessive yielding • Buckling  • Fatigue • Brittle fracture • Corrosion, Internal and External • Vortex shedding induced vibrations • External impacts 

5.5 Fluid Velocity Amplification  

In  the  case  of  liquid  pipelines  the amplification  effect  shall  be considered,  where  the  flow  velocity shall  be  modified  by  the  following equations: 

     

Page 28: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         28 of 32 

V = V (1+RZ

)i u

2

2   

 

Where 

Vi  is  the  increased  velocity  in  metres  per second 

Vu  is the uniform flow velocity in metres per second 

R  is the radius of obstruction in metres 

z  is the distance between the centre line of the  obstruction  to  the  centre  of  the member  in metres. 

 

5.6 Pipeline Expansion 

The  pipeline  expansion  due  to temperature  and  pressure  will  be calculated  taking  account  of  frictional forces  between  the  pipelines  and  the seabed  inclusive  of  any  backfill.  Expansion  spoolpieces  shall  be provided  to  achieve  acceptable  loads on the risers.  The expansion analysis will  include the hydrotest  loadcase  to  carry  out  on equivalent  stress  check  at  this condition. 

 

5.7 Hydraulic Analysis 

The  hydraulic  analysis  will  include  a 

thermal  assessment  of  the  pipeline 

performed to confirm: 

 

• Design  maximum  temperature 

profiles for mechanical design. 

• Design  minimum/maximum 

contents densities. 

Modelling  of  the  process  conditions 

will  include  throughput,  contents 

properties,  pipeline  properties 

(including  coatings)  and  backfill 

insulation properties. 

 

The  analysis  will  assume  both 

maximum  design  and  maximum 

operating  conditions.    The  results  of 

the  thermal  assessment  determined 

during  the  hydraulic  analysis  will 

generally  be  used  for  mechanical 

design.    In  specific  instances  e.g. 

upheaval  buckling  assessment 

consideration may be given  to  the use 

of  alternative  maximum  operating 

conditions  provided  full  justification  is 

supplied.   

 

5.8 Span Analysis 

The  allowable  length  for  the  free 

spanning  of  the  pipelines  shall  be 

determined  in accordance with API RP 

1111,  for  the  cases  listed  below with 

consideration  to  the  trenched, 

untrenched  and  mattress  covered 

conditions. 

 

• Installation  –  empty  and  flooded 

subject to either a 3 month or a 1‐

year  return  period  wave  and 

associated current loading 

• Hydrotest – flooded with hydrotest 

internal  pressure  subject  to  a  1‐

year  return  period  wave  and 

associated current loading 

• Operation  –  with  product  subject 

to  100‐year  return  period  wave 

and associated current    

Limiting  lengths  for  pipeline  allowable 

spans  shall  be  calculated  for  the 

following design criteria: 

Page 29: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         29 of 32 

 

• Static  stress  for  the  maximum 

design wave. 

• No  crossflow  vortex  induced 

vibrations for the maximum design 

wave plus associated current. 

• No  In‐line  vortex  induced 

vibrations  for  the  significant wave 

plus associated current. 

 

5.9 Allowable Stresses 

The  pipelines  shall  be  designed  to 

satisfy the requirements of Section 3.1, 

in respect to allowable stresses.   

 

5.10 Upheaval Buckling Analysis 

The  propensity  for  upheaval  buckling 

shall  be  determined  considering  an 

idealised  sinusoidal  shaped  pipeline 

over  imperfection  heights  of  0.1m  to 

0.5m  in  increments  of  0.1m.  Pipelines 

shall  be  considered  water  filled  for 

determination  of  the  pipeline 

wavelength at the imperfection. 

 

The  pipeline  profile  shall  match  the 

insitu seabed profile.  The backfill cover 

shall be considered to have a constant 

height above the pipeline. 

5.11 Construction/Installation Loads 

CSOI  have  direct  responsibility  for  all 

installation engineering required to  lay 

the  pipelines  on‐bottom,  trench, 

backfill  (as  required)  and  tie‐in.  

Installation  engineering  shall  be  in 

general  compliance  with  the 

regulations  and  codes  as  set  forth  in 

Section 1.3.  

6.0 TIE‐IN DESIGN CONSIDERATIONS This  section  describes  the  various design  considerations  and methods  of analysis  which  will  be  utilised  in  the detailed  design  of  tie‐in  spools.  Loadcases  and  allowable  stresses  are given in Section 5. 

 

6.1 Expansion Spool Layout 

A  complete  configuration  of  the  tie‐in spools  will  be  prepared  and will  take account of the following:‐  ‐  Platform riser layout ‐  Subsea pipeline route (platform 

approaches) ‐  Minimum bend radius  ‐  Spool pieces to be located as far as practicable clear of crane operating areas Maximum bend angle 90° Design pressure and temperature Environmental  loading  where applicable Mattress loading/protection  The same allowable equivalent stresses are  applicable  as  the  pipeline  (see Section 1.3).  

6.2 Expansion Spool Design 

The  tie‐in  spools  shall  be  designed  to account for: 

 ‐  Yielding ‐  Fatigue ‐  Vortex shedding ‐  Corrosion ‐  Erosional  effects  in  cross‐

sectional area around bends ‐  Stability ‐  Flange loads 

Page 30: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         30 of 32 

‐  Mechanical or external forces ‐  Pigging requirements 

 

6.3 PLEM  to  SLED  and PLEM  to PLEM  Spool Layouts 

A  configuration  of  the  PLEM  and connecting  pipelines  and  spoolpieces will be prepared and will  take account the following:   ‐  PLEM and SLED orientation  ‐  Subsea pipeline route  ‐  SCR Loading ‐  Minimum bend radius  ‐  Maximum bend angle 90° ‐  Design  pressure  and temperature ‐  Environmental  loading  where applicable ‐  Mattress loading/protection 

 The same allowable equivalent stresses are  applicable  as  the  pipeline  (see Section 1.3)   

6.4 Tie‐in Spool Design 

The  tie‐in  spools  shall  be  designed  to account for: 

 - Yielding - Fatigue - Vortex Shedding - Corrosion - Erosional  effects  in  cross 

sectional area around bends - Stability - Flange loads - Mechanical or external forces - Pigging requirements 

7.0 SUBSEA STRUCTURES  

7.1 General 

Subsea structures for Boomvang and Nansen comprise the following: 

 

• Boomvang SCR 18” PLEM’:  Pipeline  end manifold  is  flange  connected  to  the 

SCR.    PLEM  contains  a  check  valve.    The  SCR  to 

PLEM connection also requires a swivel. 

 

• Boomvang SCR 16” PLEM’:  Pipeline  end manifold  is  flange  connected  to  the 

SCR.    PLEM  contains  a  check  valve.    The  SCR  to 

PLEM connection also requires a swivel. 

• Boomvang 18” Export Line SLED:  Export pipeline has an  inline sled to accommodate 

the  connection  of  the  14”  Nansen  pipeline.  

Connection is made through a piggable Y.  The SLED 

has  a  diverless  connector  for  the  18”  Boomvang 

spool link.  The 14” line is flanged into the Y on the 

installation  vessel.    Swivels  are  required  on  both 

inline connections to the SLED 

 

 

Page 31: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         31 of 32 

• Boomvang 16” Export Line SLED:  Export pipeline has an  inline sled to accommodate 

the  connection  of  the  14”  Nansen  pipeline.  

Connection is made through a piggable Y.  The SLED 

has  a  diverless  connector  for  the  18”  Boomvang 

spool link.  The 14” line is flanged into the Y on the 

installation  vessel.    Swivels  are  required  on  both 

inline connections to the SLED 

• Nansen infield line 18” PLEM’:  PLEM  is  flange  connected  to  the  infield  pipeline. 

PLEM  contains  a  check  valve  and  a  diverless 

connector for the spool link to the SCR PLEM.   The 

SCR to PLEM connection also requires a swivel. 

 

• Nansen infield Line 16” PLEM’:  PLEM  is  flange  connected  to  the  infield  pipeline.  

PLEM  contains  a  check  valve  and  a  diverless 

connector  for  the spool  link  to  the SCR PLEM. The 

SCR to PLEM connection also requires a swivel. 

• Nansen SCR 14” PLEM’:  PLEM  is  flange  connected  to  the  SCR.    PLEM 

contains a diverless connector for the spool  link to 

the infield line PLEM.  The SCR to PLEM connection 

also requires a swivel. 

 

• Nansen SCR 12.75” PLEM’:  PLEM  is  flange  connected  to  the  SCR.    PLEM 

contains a diverless connector for the spool  link to 

the infield line PLEM.  The SCR to PLEM connection 

also requires a swivel. 

 

7.1.1  Installation 

 

The  structures  shall be designed  to be 

installable with  the pipelines  from  the 

Coflexip  Stena  Deep  Blue  installation 

vessel 

 

7.1.2  Access 

The design  shall make due allowances 

for ROV access for installation support, 

tie‐in works,  future  inspections.    ROV 

access  shall  be  ensured  for  inspection 

and operation ov valves. 

 

7.2 Associated Piping 

7.4.1  General 

Piping shall be designed  in accordance 

with the regulations set forth in Section 

1.3,  to  be  compatible  with  the 

adjoining  pipelines.    Piping  systems 

shall  be  configured  to  provide  a  safe, 

functional,  serviceable  and  economic 

routing. 

 

Page 32: Specification for Pipline Design Premise - ENGINEERING · PDF fileAPI 6A Specification for Wellhead Equipment API 6D Specification for Pipeline Valves API RP 14E Design and Installation

Specification for Pipeline Design Premise         32 of 32 

7.4.2 Stress Analysis 

Piping will be analysed using the Triflex 

proprietary  software.  Pipe  supports 

shall  be  located  such  that  stresses 

induced  by  both  installation  and 

operating  conditions  do  not  exceed 

code allowables. 

 

Allowable  stresses  shall  be  in 

accordance  with  the  regulations  set 

forth  in  Section 1.3,  as  summarised  in 

Table 7.4.1. 

 

The stress analysis shall  take account of 

pressure,  temperature,  buoyancy  and 

hydrodynamic  loading  (where 

applicable).  8.0 GEOTECHNICAL DATA AND SEABED 

CONDITIONS 

 

TO be provided after route survey’s 

 

 9.0 REFERENCES