ISO 13624-1:2009
(Main)Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 1: Design and operation of marine drilling riser equipment
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 1: Design and operation of marine drilling riser equipment
ISO 13624-1:2009 pertains to the design, selection, operation and maintenance of marine riser systems for floating drilling operations. Its purpose is to serve as a reference for designers, for those who select system components, and for those who use and maintain this equipment. It relies on basic engineering principles and the accumulated experience of offshore operators, contractors, and manufacturers. The marine drilling riser is best viewed as a system. It is necessary that designers, contractors, and operators realize that the individual components are recommended and selected in a manner suited to the overall performance of that system. For the purposes of ISO 13624-1:2009, a marine drilling riser system includes the tensioner system and all equipment between the top connection of the upper flex/ball joint and the bottom of wellhead conductor outer casing. It specifically excludes the diverter. Also, the applicability of ISO 13624-1:2009 is limited to operations with a subsea BOP stack deployed at the seafloor. ISO 13624-1:2009 is directly applicable to most floating drilling operations, to special situations dealing with deepwater drilling and collapse, to the special considerations required for guidelineless drilling and to operations in cold-weather conditions and H2S considerations. It is important that all riser primary-load-path components addressed in this International Standard be consistent with the load classifications specified in ISO 13625.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production — Partie 1: Conception et exploitation des tubes prolongateurs pour les forages en mer
L'ISO 13624-1:2009 porte sur la conception, la sélection, le fonctionnement et la maintenance des tubes prolongateurs pour les forages flottants. Elle fait office de référence pour les concepteurs, ainsi que pour les personnes qui sélectionnent les composants du système et qui utilisent et entretiennent cet équipement. Elle repose sur des principes d'ingénierie et sur l'expérience acquise des exploitants, entrepreneurs et fabricants hauturiers. Les tubes prolongateurs pour les forages en mer sont essentiellement perçus comme un système. Il est nécessaire que les concepteurs, les entrepreneurs et les exploitants conçoivent et sélectionnent les composants individuels de manière à s'adapter aux performances globales dudit système. Pour les besoins de l'ISO 13624-1:2009, un tube prolongateur pour les forages en mer est composé d'un système tensionneur et de tous les équipements placés entre le joint flexible/joint à rotule supérieur et le bas du tube de cuvelage extérieur du conducteur de tête de puits. Il exclut spécifiquement le dériveur. De même, l'applicabilité de l'ISO 13624-1:2009 se limite aux opérations d'un bloc d'obturation de puits sous-marin déployé au niveau des fonds marins. L'ISO 13624-1:2009 s'applique directement aux opérations de forage le plus flottant ainsi qu'aux situations particulières de forage en eau profonde et écrasements. Les considérations particulières requises pour les forages sans câble de guidage sont également traitées, ainsi que les conditions par temps froid et les considérations H2S. Il est important que les principaux composants du chemin de charge du tube abordés dans l'ISO 13624-1:2009 soient conformes aux classifications de charge spécifiées dans l'ISO 13625.
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INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13624-1
First edition
2009-11-15
Petroleum and natural gas industries —
Drilling and production equipment —
Part 1:
Design and operation of marine drilling
riser equipment
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de
production —
Partie 1: Conception et exploitation des tubes prolongateurs pour les
forages en mer
Reference number
ISO 13624-1:2009(E)
©
ISO 2009
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ISO 13624-1:2009(E)
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ISO 13624-1:2009(E)
Contents Page
Foreword .v
Introduction.vi
1 Scope.1
2 Normative references.1
3 Terms, definitions, and abbreviations.2
3.1 Terms and definitions .2
3.2 Abbreviations.10
4 Component function and selection .11
4.1 Introduction.11
4.2 Component selection criteria.11
4.3 Marine drilling riser system.11
4.4 Tensioner system .13
4.5 Diverter system (surface) .14
4.6 Telescopic joint (slip joint).14
4.7 Riser joints .16
4.8 Lower marine riser package (LMRP) .17
4.9 Flex and ball joints .18
4.10 Flexible choke and kill lines .19
4.11 Riser running equipment.20
4.12 Riser-mounted choke/kill and auxiliary lines .21
4.13 Buoyancy equipment .22
4.14 Specialty equipment.23
5 Riser response analysis .24
5.1 General considerations.24
5.2 Riser analysis procedure.24
5.3 Design.25
5.4 General riser modelling and analysis approach .29
5.5 Coupled/decoupled analysis methodology .35
5.6 Drift-off/drive-off analysis methodology.36
5.7 Weak-point analysis methodology .37
5.8 Recoil analysis methodology.38
5.9 High-current environment .38
5.10 Hang-off analysis methodology.41
6 Riser operations .44
6.1 Introduction.44
6.2 Rise operations manual.44
6.3 Drilling-riser-operations information systems .44
6.4 Preparing to run riser.45
6.5 Riser running and retrieval.48
6.6 Installed riser operations.51
6.7 Emergency disconnect — Sudden storm, drive-/drift-off .57
7 Riser integrity .58
7.1 Basis of inspection requirements.58
7.2 Maintenance after riser retrieval .62
7.3 Other riser system maintenance.62
7.4 Transportation, handling, and storage.62
7.5 Scheduled field inspection and maintenance .64
7.6 In-service inspection.64
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ISO 13624-1:2009(E)
7.7 Guidance on components for inspection.68
7.8 Inspection objectives and acceptance criteria .69
7.9 Operational records for riser components .71
8 Special situations .73
8.1 Deep-water drilling.73
8.2 Guidelineless systems .76
8.3 Cold weather considerations.76
8.4 Riser collapse considerations.77
8.5 H S considerations.78
2
Annex A (informative) Riser analysis data worksheet.79
Annex B (informative) Fatigue .83
Annex C (informative) Sample riser calculations.85
Annex D (informative) Example riser running procedure .96
Annex E (informative) Sample calculation of maximum and minimum TJ stroke arising from
space-out tolerance, riser stretch, draft, tide, heave and offset.98
Bibliography .102
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ISO 13624-1:2009(E)
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 13624-1 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 4, Drilling and production
equipment.
ISO 13624 consists of the following parts, under the general title Petroleum and natural gas industries —
Drilling and production equipment:
⎯ Part 1: Design and operation of marine drilling riser equipment
⎯ Part 2: Deepwater drilling riser methodologies, operations, and integrity technical report (Technical
Report)
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ISO 13624-1:2009(E)
Introduction
Since the first edition of API RP 16Q was first issued in November, 1993, hydrocarbon exploration in
deep-water environments has increased significantly. As a consequence of this, the need has been identified
to update that code of practice to address the issues of deep-water drilling risers in sufficient detail to
supplement API RP 16Q for drilling in water depths up to 3 048 m (10 000 ft).
Under the auspices of the DeepStar programme, substantial work was commissioned during 1999 and 2000
by the DeepStar Drilling Committee 4502 and lead to the development by several contractors of Deep-water
Drilling Riser Methodologies, Operations, and Integrity Guidelines in February 2001. These guidelines were
intended to supplement the existing text of API RP 16Q (1993). In a subsequent Joint Industry Project funded
by DeepStar 5500 and in collaboration with API, these guidelines were supplemented with other identified
revisions to produce a draft update second edition of API RP 16Q and an associated API Technical Report
16TR1, designed to be read in conjunction with the revised API RP 16Q and to supplement its contents, by
providing additional guidance on recommended riser analysis methodologies through detailed explanations,
step-by-step procedures and worked examples.
API publications can be used by anyone desiring to do so. Every effort has been made to assure the accuracy
and reliability of the data contained in them. It is the responsibility of the users of this part of ISO 13624 to
ensure that its use does not result in any loss or damage or in the violation of any federal, state, or municipal
regulation.
Annex A through Annex E are informative.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 13624-1:2009(E)
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production
equipment —
Part 1:
Design and operation of marine drilling riser equipment
1 Scope
This part of ISO 13624 pertains to the design, selection, operation and maintenance of marine riser systems
for floating drilling operations. Its purpose is to serve as a reference for designers, for those who select system
components, and for those who use and maintain this equipment. It relies on basic engineering principles and
the accumulated experience of offshore operators, contractors, and manufacturers.
NOTE Technology is advancing in this field and improved methods and equipment are continually evolving. Each
owner and operator is encouraged to observe the recommendations outlined herein and to supplement them with other
proven technology that can result in more cost effective, safer, and/or more reliable performance.
The marine drilling riser is best viewed as a system. It is necessary that designers, contractors, and operators
realize that the individual components are recommended and selected in a manner suited to the overall
performance of that system. For the purposes of this part of ISO 13624, a marine drilling riser system includes
the tensioner system and all equipment between the top connection of the upper flex/ball joint and the bottom
of wellhead conductor outer casing. It specifically excludes the diverter. Also, the applicability of this part of
ISO 13624 is limited to operations with a subsea BOP stack deployed at the seafloor.
Clauses 1 through 7 of this part of ISO 13624 are directly applicable to most floating drilling operations.
Special situations are addressed in 8.1 and 8.4 dealing with deep-water drilling and collapse. The special
considerations required for guidelineless drilling are addressed in 8.2. In addition, 8.3 and 8.5 address
operations in cold-weather conditions and H S considerations.
2
It is important that all riser primary-load-path components addressed in this part of ISO 13624 be consistent
with the load classifications specified in ISO 13625.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
ISO 13625, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Marine drilling riser
couplings
BS 7910, Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures
© ISO 2009 – All rights reserved 1
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ISO 13624-1:2009(E)
3 Terms, definitions, and abbreviations
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1.1
accumulator
〈BOP〉 pressure vessel charged with gas (nitrogen) over liquid and used to store hydraulic fluid under pressure
for operation of blowout preventers
3.1.2
accumulator
〈riser tensioner〉 pressure vessel charged with gas (generally nitrogen) over liquid that is pressurized on the
gas side from the tensioner high-pressure gas supply bottles and supplies high-pressure hydraulic fluid to
energize the riser tensioner cylinder
3.1.3
actuator
mechanism for the remote or automatic operation of a valve or choke
3.1.4
air-can buoyancy
tension applied to the riser string by the net buoyancy of an air chamber created by a closed top, open-bottom
cylinder forming an air-filled annulus around the outside of the riser pipe
3.1.5
annulus
space between two pipes when one pipe is inside the other
3.1.6
apparent weight
effective weight
submerged weight
weight minus buoyancy
NOTE Apparent weight is commonly referred to as weight in water, wet weight, submerged weight, or effective
weight.
3.1.7
auxiliary line
conduit (excluding choke-and-kill lines) attached to the outside of the riser main tube
EXAMPLE Hydraulic supply line, buoyancy-control line, mud-boost line.
3.1.8
back pressure
pressure resulting from restriction of fluid flow downstream
3.1.9
ball joint
ball-and-socket assembly that has a central through-passage equal to or greater than the riser internal
diameter and that may be positioned in the riser string to reduce local bending stresses
3.1.10
blowout
uncontrolled flow of well fluids from the wellbore
2 © ISO 2009 – All rights reserved
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ISO 13624-1:2009(E)
3.1.11
blowout preventer
BOP
device attached immediately above the casing, which can be closed to shut in the well
3.1.12
blowout preventer
〈annular type〉 remotely controlled device which can form a seal in the annular space around any object in the
wellbore or upon itself
NOTE Compression of a reinforced elastomer packing element by hydraulic pressure effects the seal.
3.1.13
BOP stack
assembly of well-control equipment, including BOPs, spools, valves, hydraulic connectors and nipples, that
connects to the subsea wellhead
NOTE Common usage of this term sometimes includes the lower marine riser package (LMRP).
3.1.14
bottom-hole assembly
BHA
assembly composed of the bit, stabilizers, reamers, drill collars, various types of subs, etc., that is connected
to the bottom of a string of drillpipe
3.1.15
box
female member of a riser coupling, C&K line stab assembly or auxiliary line stab assembly
3.1.16
breech-block coupling
coupling that is engaged by rotation of one member into an interlock with another member by an angle of
rotation of 90 ° or less
3.1.17
buoyancy-control line
auxiliary line dedicated to controlling, charging or discharging air-can buoyancy chambers
3.1.18
buoyancy equipment
devices added to riser joints to reduce their apparent weight, thereby reducing riser top tension requirements
NOTE The devices normally used for risers take the form of syntactic foam modules or open-bottom air chambers.
3.1.19
choke-and-kill line
C&K line
kill line
external conduit arranged laterally along the riser pipe and used for circulation of fluids into and out of the
wellbore to control well pressure
3.1.20
control pod
assembly of subsea valves and regulators that, when activated from the surface, directs hydraulic fluid
through special porting to operate BOP equipment
3.1.21
coupling
mechanical means for joining two sections of riser pipe in an end-to-end engagement
© ISO 2009 – All rights reserved 3
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ISO 13624-1:2009(E)
3.1.22
diverter
device attached to the wellhead or marine riser to close the vertical flow path and direct well flow away from
the drill-floor and rig
3.1.23
dog-type coupling
coupling having wedges (dogs) that are mechanically driven between the box and pin for engagement
3.1.24
drape hose
flexible line connecting a choke, kill or auxiliary line terminal fitting on the telescopic joint to the appropriate
piping on the rig structure
NOTE A U-shaped bend or “drape” in this line allows for relative movement between the inner barrel of the telescopic
joint and the outer barrel of the telescopic joint as the vessel moves.
3.1.25
drift-off
unintended lateral move of a dynamically positioned vessel off of its intended location relative to the wellhead,
generally caused by loss of stationkeeping control or propulsion
3.1.26
drilling fluid
mud
water- or oil-based fluid circulated down the drillpipe into the well and back up to the rig for purposes including
containment of formation pressure, the removal of cuttings, bit lubrication and cooling, treating the wall of the
well and providing a source for well data
3.1.27
drive-off
unintended move of a dynamically positioned vessel off location driven by the vessel's main propulsion or
stationkeeping thrusters
3.1.28
dynamic positioning
automatic stationkeeping
computerized means of maintaining a vessel on location by selectively driving thrusters
3.1.29
dynamic tension limit
maximum allowable pressure multiplied by the effective hydraulic area, divided by the number of line parts
3.1.30
effective hydraulic cylinder area
net area of moving parts exposed to tensioner hydraulic pressure
3.1.31
effective tension
tension that controls the stability of risers
See 5.4.4.
3.1.32
factory acceptance testing
testing by a manufacturer of a particular product to validate its conformance to performance specifications and
ratings
4 © ISO 2009 – All rights reserved
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ISO 13624-1:2009(E)
3.1.33
fail safe
term applied to equipment or a system so designed that, in the event of failure or malfunction of any part of
the system, devices are automatically activated to stabilize or secure the safety of the operation
3.1.34
fillup line
line through which fluid is added to the riser annulus
3.1.35
flange-type coupling
coupling having two flanges joined by bolts
3.1.36
fleet angle
angle between the vertical axis and a riser tensioner line at the point where the line connects to the telescopic
joint
See Figure 1.
3.1.37
flex joint
steel and elastomer assembly that has a central through-passage equal to or greater in diameter than the riser
bore and that may be positioned in the riser string to reduce local bending stresses
3.1.38
gooseneck
type of terminal fitting using a pipe section with a semicircular bend to achieve a nominal 180° change in flow
direction
3.1.39
guidelineless re-entry
establishment of pressure-containing connection between the BOP stack and the subsea wellhead or between
the LMRP and the BOP stack using a TV image and/or acoustic signals instead of guidelines to guide the
orientation and alignment
3.1.40
handling tool
running tool
device that joins to the upper end of a riser joint to permit lifting and lowering of the joint and the assembled
riser string in the derrick by the elevators
3.1.41
heave
vessel motion in the vertical direction
3.1.42
hot spot stress
local peak stress
highest stress in the region or component under consideration
NOTE The basic characteristic of a peak stress is that it causes no significant distortion and is principally
objectionable as a possible initiation site for a fatigue crack. These stresses are highly localized and occur at geometric
discontinuities.
3.1.43
hydraulic connector
mechanical connector that is activated hydraulically and connects the BOP stack to the wellhead or the LMRP
to the BOP stack
© ISO 2009 – All rights reserved 5
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ISO 13624-1:2009(E)
3.1.44
hydraulic supply line
auxiliary line from the vessel to the subsea BOP stack that supplies control system operating fluid to the
LMRP and BOP stack
3.1.45
instrumented riser joint
IRJ
riser joint equipped with sensors for monitoring parameters, such as tension in the riser pipe wall, riser angular
offset, annulus fluid temperature and pressure, etc.
3.1.46
jumper hose
flexible section of choke, kill or auxiliary line that provides a continuous flow around a flex/ball joint while
accommodating the angular motion at the flex/ball joint
3.1.47
key-seating
formation of a longitudinal slot in the bore of a riser system component caused by frictional wear of the
rotating drillstring on the riser component
3.1.48
landing joint
riser joint temporarily attached above the telescopic joint used to land the BOP stack on the wellhead when
the telescopic joint is collapsed and pinned
3.1.49
landing shoulder
riser support shoulder
shoulder or projection on the external surface of a riser coupling or other riser component for supporting the
riser and BOP stack during deployment and retrieval
3.1.50
lower marine riser package
LMRP
upper section of a two-section subsea BOP stack consisting of a hydraulic connector, annular BOP, flex joint,
riser adapter, jumper hoses for the choke, kill and auxiliary lines, and subsea control pods
NOTE This interfaces with the lower subsea BOP stack.
3.1.51
made-up length
actual length contributed to a riser string by a made-up riser component (overall component length minus
box/pin engagement)
3.1.52
make-up time
riser coupling
time period beginning when the box and pin are stabbed and ending when the coupling is fully preloaded
3.1.53
make-up tool
preload tool
device used to engage and/or preload coupling members
3.1.54
marine drilling riser
tubular conduit serving as an extension of the wellbore from the equipment on the wellhead at the seafloor to
a floating drilling rig
6 © ISO 2009 – All rights reserved
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ISO 13624-1:2009(E)
3.1.55
maximum tensioner setting
maximum setting that, when added with dynamic variations, is less than the dynamic tension limit (3.1.29)
3.1.56
mud-boost line
auxiliary line that provides supplementary drilling fluid from the surface and injects it into the riser at the top of
the LMRP to assist in the circulation of drill cuttings up the marine riser, when required
3.1.57
nipple up
assemble a system of fluid handling components
3.1.58
nominal stress
stress calculated using the nominal pipe wall dimensions of the riser at the location of concern
3.1.59
pin
male member of a riser coupling or a choke, kill or auxiliary line stab assembly
3.1.60
preload
compressive bearing load developed between box and pin members at their interface
NOTE This is accomplished by elastic deformation during make-up of the coupling.
3.1.61
protector, box
protector, pin
cap or cover used to protect the box or pin from damage during storage and handling
3.1.62
pup joint
shorter than standard length riser joint
3.1.63
rated load
nominal applied loading condition used during riser design, analysis and testing based on maximum
anticipated service loading
See API Spec 16F.
3.1.64
response amplitude operator
RAO
〈regular waves〉 ratio of a vessel's motion to the wave amplitude causing that motion and presented over a
range of wave periods
3.1.65
riser adapter
crossover between riser and flex/ball joint
3.1.66
riser annulus
space around a pipe (drillpipe, casing or tubing) suspended in a riser
NOTE Its outer boundary is the internal surface of the riser pipe.
© ISO 2009 – All rights reserved 7
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ISO 13624-1:2009(E)
3.1.67
riser connector
LMRP connector
hydraulical
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 13624-1
Première édition
2009-11-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Équipement de forage et de production —
Partie 1:
Conception et exploitation des tubes
prolongateurs pour les forages en mer
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production
equipment —
Part 1: Design and operation of marine drilling riser equipment
Numéro de référence
ISO 13624-1:2009(F)
©
ISO 2009
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ISO 13624-1:2009(F)
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ISO 13624-1:2009(F)
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction.vi
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives.1
3 Termes, définitions et termes abrégés.2
3.1 Termes et définitions .2
3.2 Termes abrégés .11
4 Fonction et sélection des composants .12
4.1 Introduction.12
4.2 Critères de sélection des composants.12
4.3 Système de tubes prolongateurs pour les forages en mer.12
4.4 Système tensionneur .14
4.5 Système dériveur (surface) .15
4.6 Joint télescopique (joint coulissant).16
4.7 Joints de tube prolongateur.17
4.8 Montage de tube prolongateur inférieur (LMRP).19
4.9 Joints flexibles et joints à rotule.20
4.10 Lignes de duse flexibles.21
4.11 Équipement de pose de tube prolongateur .22
4.12 Lignes de duse et lignes auxiliaires montées sur tube prolongateur .23
4.13 Équipement de flottaison.24
4.14 Équipements spéciaux.26
5 Analyse de la réponse du tube prolongateur .26
5.1 Considérations générales.26
5.2 Mode opératoire d'analyse du tube prolongateur.27
5.3 Conception.28
5.4 Modélisation et approche analytique générale du tube prolongateur.32
5.5 Méthodologie d'analyse couplée/découplée .40
5.6 Analyse de dérive/chasse.40
5.7 Méthodologie de l'analyse des points faibles .41
5.8 Analyse de recul .43
5.9 Environnement de courant important .43
5.10 Méthodologie d'analyse d'arrimage.46
6 Fonctionnements du tube prolongateur .49
6.1 Introduction.49
6.2 Manuel d'exploitation du tube prolongateur .49
6.3 Systèmes d'informations pour l'exploitation du tube prolongateur pour les forages.50
6.4 Préparation de la pose du tube.51
6.5 Pose et récupération du tube prolongateur.54
6.6 Opérations effectuées avec le tube prolongateur installé .57
6.7 Déconnexion en cas d'urgence — Tempête subite, dérive/chasse .64
7 Intégrité du tube prolongateur .66
7.1 Fondement des exigences en matière d'inspection .66
7.2 Maintenance après récupération du tube prolongateur.69
7.3 Maintenance des autres systèmes de tubes prolongateurs.69
7.4 Transport, manutention et stockage .70
7.5 Inspection et maintenance sur site programmées .71
7.6 Inspection en service.72
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ISO 13624-1:2009(F)
7.7 Recommandations portant sur les composants devant faire l'objet d'une inspection.76
7.8 Objectifs d'inspection et critères d'acceptation.77
7.9 Dossiers d'exploitation pour les composants du tube prolongateur.79
8 Situations spéciales .83
8.1 Forage en eau profonde.83
8.2 Systèmes sans câble de guidage.85
8.3 Considérations relatives aux conditions par temps froid .86
8.4 Considérations relatives à la rupture du tube prolongateur.87
8.5 Considérations H S .89
2
Annexe A (informative) Feuille de calcul des données relatives à l'analyse du tube prolongateur.90
Annexe B (informative) Fatigue .95
Annexe C (informative) Exemples de calcul du tube prolongateur .97
Annexe D (informative) Exemple de procédure de pose d'un tube prolongateur .110
Annexe E (informative) Exemple de calcul des courses maximale et minimale du joint
télescopique dues à la tolérance sur l'espace annulaire, à l'allongement du tube
prolongateur, au tirant d'eau, à la marée, au pilonnement et au déplacement du navire.112
Bibliographie .116
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ISO 13624-1:2009(F)
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 13624-1 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 4, Équipement de forage et de
production.
L'ISO 13624 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Industries du pétrole et du gaz
naturel — Équipement de forage et de production:
⎯ Partie 1: Conception et exploitation des tubes prolongateurs pour les forages en mer
⎯ Partie 2: Méthodologies, opérations et rapport technique d'intégrité relatifs aux tubes prolongateurs pour
forages en eaux profondes (Rapport technique)
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ISO 13624-1:2009(F)
Introduction
Depuis la première publication de l'API RP 16Q en novembre 1993, la recherche d'hydrocarbures en eaux
profondes a augmenté de manière significative. En conséquence, il s'est avéré inévitable de mettre à jour ce
code d'usages, afin de répondre aux questions liées aux tubes prolongateurs en eaux profondes de manière
suffisamment détaillée pour compléter l'API RP 16Q pour le forage jusqu'à 3 048 m (10 000 ft).
Sous les auspices du programme DeepStar, un travail important a été demandé en 1999 et 2000 par le
DeepStar Drilling Committee 4502, ce qui a incité plusieurs entrepreneurs à développer le Deepwater Drilling
Riser Methodologies, Operations, and Integrity Guidelines, en février 2001, dont les principes avaient pour
objet de compléter le texte existant de l'API RP 16Q (1993). Dans le cadre d'un projet industriel commun
subséquent initié par le DeepStar 5500 en collaboration avec l'API, ces principes ont été complétés par
d'autres révisions identifiées, afin de produire une deuxième édition de l'AP RP 16Q et un rapport technique
connexe, l'API Technical Report 16TR1, qui devaient être lus conjointement avec l'API RP 16Q révisée et
devaient le compléter en apportant des explications détaillées sur les méthodes d'analyse des tubes
prolongateurs, des modes opératoires progressifs et des exemples de mise en œuvre.
Les publications de l'API peuvent être utilisées par quiconque le souhaite. Des efforts ont été consentis pour
assurer l'exactitude et la fiabilité des données que contiennent ces documents. Il est de la responsabilité des
utilisateurs de la présente partie de l'ISO 13624 de s'assurer que son emploi n'entraîne pas de perte ni de
dommages, ni une violation des réglementations nationales, régionales ou locales applicables.
Les Annexes A à E sont informatives.
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NORME INTERNATIONALE ISO 13624-1:2009(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage
et de production —
Partie 1:
Conception et exploitation des tubes prolongateurs pour les
forages en mer
1 Domaine d'application
La présente partie de l'ISO 13624 porte sur la conception, la sélection, le fonctionnement et la maintenance
des tubes prolongateurs pour les forages flottants. Elle fait office de référence pour les concepteurs, ainsi que
pour les personnes qui sélectionnent les composants du système et qui utilisent et entretiennent cet
équipement. Elle repose sur des principes d'ingénierie et sur l'expérience acquise des exploitants,
entrepreneurs et fabricants hauturiers.
NOTE La technologie progresse dans ce domaine et les méthodes et équipements améliorés évoluent sans cesse.
Tous les propriétaires et opérateurs sont invités à observer les recommandations présentées ici et à les compléter par
d'autres technologies éprouvées pouvant générer des performances plus rentables, plus sûres et/ou plus fiables.
Les tubes prolongateurs pour les forages en mer sont essentiellement perçus comme un système. Il est
nécessaire que les concepteurs, les entrepreneurs et les exploitants conçoivent et sélectionnent les
composants individuels de manière à s'adapter aux performances globales dudit système. Pour les besoins
de la présente partie de l'ISO 13624, un tube prolongateur pour les forages en mer est composé d'un système
tensionneur et de tous les équipements placés entre le joint flexible/joint à rotule supérieur et le bas du tube
de cuvelage extérieur du conducteur de tête de puits. Il exclut spécifiquement le dériveur. De même,
l'applicabilité de la présente partie de l'ISO 13624 se limite aux opérations d'un bloc d'obturation de puits
sous-marin déployé au niveau des fonds marins.
Les Articles 1 à 7 de la présente partie de l'ISO 13624 s'appliquent directement aux opérations de forage le
plus flottant. Des cas particuliers sont abordés en 8.1 et 8.4, traitant du forage en eau profonde et des
écrasements. Les considérations particulières requises pour les forages sans câble de guidage sont abordées
en 8.2. En outre, les paragraphes 8.3 et 8.5 abordent les conditions par temps froid et les considérations H S.
2
Il est important que les principaux composants du chemin de charge du tube abordés dans la présente partie
de l'ISO 13624 soient conformes aux classifications de charge spécifiées dans l'ISO 13625.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document de référence s'applique (y compris les éventuels amendements).
ISO 13625, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production — Connecteurs
de tubes prolongateurs pour forages en mer
BS 7910, Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures
© ISO 2009 – Tous droits réservés 1
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ISO 13624-1:2009(F)
3 Termes, définitions et termes abrégés
3.1 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1.1
accumulateur
〈bloc obturateur de puits〉 appareil sous pression contenant du gaz (azote) mélangé au liquide, utilisé pour
stocker le fluide hydraulique sous pression et permettant le fonctionnement des blocs obturateurs de puits
3.1.2
accumulateur
〈tensionneur de tube prolongateur〉 appareil sous pression contenant du gaz (de l'azote, en général) mélangé
à du liquide mis sous pression du côté du gaz à partir des bouteilles d'alimentation en gaz haute pression du
tensionneur et alimentant le cylindre du tensionneur de tube en fluide hydraulique haute pression
3.1.3
actionneur
mécanisme permettant le fonctionnement distant ou automatique d'une soupape ou d'une duse
3.1.4
flottaison de ballast
tension appliquée sur la colonne du tube prolongateur par la flottaison nette d'un réservoir d'air, créée par un
cylindre dont le haut est fermé et le bas ouvert, formant un espace annulaire rempli d'air autour de la partie
extérieure de la colonne montante
3.1.5
espace annulaire
espace entre deux tuyaux lorsque l'un se trouve à l'intérieur de l'autre
3.1.6
poids apparent
masse effective
poids immergé
poids moins la flottaison
NOTE Le poids apparent est souvent appelé poids dans l'eau, poids humide, poids immergé ou masse effective.
3.1.7
ligne auxiliaire
conduit (hors duse et lignes de duse) connecté à l'extérieur de la colonne de direction du tube prolongateur
EXEMPLE Conduite d'alimentation hydraulique, ligne de contrôle de flottaison, ligne d'admission de boues.
3.1.8
contre-pression
pression provoquée par un étranglement placé en aval du fluide
3.1.9
joint à rotule
assemblage à rotule dont le passage central est supérieur ou égal au diamètre intérieur du tube prolongateur
et qui peut être placé dans la colonne du tube prolongateur afin de réduire les contraintes de flexion locales
3.1.10
éruption
flux incontrôlé de fluides à partir du puits
2 © ISO 2009 – Tous droits réservés
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ISO 13624-1:2009(F)
3.1.11
bloc obturateur de puits
BOP
dispositif placé immédiatement au-dessus du tube de cuvelage et qui peut permettre de fermer le puits
3.1.12
bloc obturateur de puits
〈type annulaire〉 dispositif contrôlé à distance et pouvant faire office de joint dans un espace annulaire autour
d'un objet à l'intérieur ou au-dessus du puits
NOTE La compression d'un élément de remblayage élastomère renforcé par la pression hydraulique a un impact sur
le joint.
3.1.13
bloc d'obturation de puits
assemblage d'un équipement de contrôle d'un puits, composé d'un bloc obturateur de puits, de manchettes
de raccordement, de soupapes, de connecteurs hydrauliques et de duses, permettant de procéder au
raccordement avec la tête de puits sous-marine
NOTE Parfois, l'utilisation de ce terme implique le module de tube prolongateur inférieur.
3.1.14
assemblage de fond
BHA
bottom-hole assembly
assemblage composé d'un trépan, de stabilisateurs, d'aléseurs, de masses-tiges, de différents types de
raccords doubles femelles, etc., le tout connecté à la partie inférieure d'une colonne de tige de forage
3.1.15
joint à filetage femelle
extrémité femelle d'un couplage de tube prolongateur, d'un assemblage de stabilisation de ligne de duse ou
d'un assemblage de stabilisation de ligne auxiliaire
3.1.16
couplage de bloc de culasse
couplage engagé par rotation d'un élément dans un système asservi avec un autre élément selon un angle de
rotation de 90° au maximum
3.1.17
ligne de contrôle de flottaison
ligne auxiliaire permettant de contrôler, de charger ou de décharger les réservoirs de flottaison du ballast
3.1.18
équipement de flottaison
dispositifs associés aux joints de tube prolongateur afin de réduire leur poids apparent, et ainsi limiter les
exigences en matière de tension supérieure du tube prolongateur
NOTE En règle générale, les dispositifs utilisés pour les tubes prolongateurs se présentent sous la forme de mousse
syntactique ou de réservoirs d'air ouverts face intérieure.
3.1.19
ligne de duse
conduits externes disposés de manière latérale le long de la colonne montante et permettant la circulation des
fluides à l'intérieur et à l'extérieur du puits afin de contrôler la pression du puits
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ISO 13624-1:2009(F)
3.1.20
boîtier de commande
assemblage de soupapes et de régulateurs sous-marins qui, lorsqu'il est activé à partir de la surface, permet
de diriger le fluide hydraulique par un système de portage particulier afin de faire fonctionner le bloc
obturateur de puits
3.1.21
couplage
système mécanique permettant d'assembler deux sections de la colonne montante dans un embrayage de
bout en bout
3.1.22
dériveur
dispositif associé à la tête de puits ou au tube prolongateur pour fermer le circuit vertical et éloigner le débit du
puits du plancher de forage et de l'appareil de forage
3.1.23
couplage à dents
couplage dont les biseaux (dents) sont actionnés mécaniquement entre le joint à filetage femelle et la broche
pour l'engrènement
3.1.24
flexible
flexible d'injection permettant de raccorder la terminaison d'une ligne de duse ou d'une ligne auxiliaire du joint
télescopique au bon tuyau de la structure de forage
NOTE L'élément cintré en forme de U (ou «flexible») de cette ligne assure le mouvement relatif entre les tubes
intérieur et extérieur du joint télescopique au fil des mouvements du navire.
3.1.25
dérive
mouvement latéral intempestif d'un navire à positionnement dynamique depuis son emplacement prévu par
rapport à la tête de puits, en général engendré par une perte de contrôle du maintien en position ou de la
propulsion
3.1.26
fluide de forage
boue
fluide à base d'eau ou de pétrole circulant dans la tige de forage vers la tête de puits, puis revenant vers
l'appareil de forage, permettant le confinement de la pression de formation, la suppression des intrusions d'air,
la lubrification et le refroidissement du trépan, le traitement de la paroi du puits et l'apport d'une source pour
les données du puits, entre autres
3.1.27
chasse
déplacement intempestif d'un navire à positionnement dynamique, généré par la propulsion principale ou par
les propulseurs de maintien en position du navire
3.1.28
positionnement dynamique
maintien en position automatique
moyen informatique de maintien en position d'un navire par actions sélectives sur les propulseurs
3.1.29
limite de tension dynamique
pression maximale admissible multipliée par la surface hydraulique effective, le tout divisé par le nombre de
brins
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ISO 13624-1:2009(F)
3.1.30
surface hydraulique effective du cylindre
surface nette des parties mobiles exposée à la pression hydraulique du tensionneur
3.1.31
tension effective
tension permettant de contrôler la stabilité des tubes prolongateurs
Voir 5.4.4.
3.1.32
essai de réception en usine
essai réalisé par le fabricant d'un produit particulier visant à valider sa conformité aux critères de performance
et aux caractéristiques nominales
3.1.33
sécurité intrinsèque
terme appliqué à un équipement ou à un système conçu de telle sorte que, en cas de défaillance ou de
dysfonctionnement d'un élément du système, les dispositifs sont automatiquement activés pour stabiliser ou
sécuriser le fonctionnement
3.1.34
ligne de remplissage
ligne par laquelle le fluide est ajouté à l'espace annulaire du tube prolongateur
3.1.35
couplage à brides
couplage dont les deux brides sont assemblées par des boulons
3.1.36
angle de déflexion
angle entre l'axe vertical et un câble tensionneur du tube prolongateur au point de raccordement de la ligne
au joint télescopique
Voir Figure 1.
3.1.37
joint flexible
assemblage en acier et élastomère dont le diamètre du passage central est supérieur ou égal à l'alésage du
tube prolongateur et qui peut être placé dans la colonne du tube prolongateur afin de réduire les contraintes
de flexion locales
3.1.38
col de cygne
type de terminaison utilisant une section de tuyau à pli semi-circulaire permettant d'obtenir une modification
nominale de 180° de la direction du débit
3.1.39
rentrée sans câble de guidage
établissement d'un raccordement sous pression entre le bloc d'obturation de puits et la tête de puits sous-
marine, ou entre le LMRP et le bloc d'obturation de puits, à l'aide d'une image télévisée et/ou de signaux
acoustiques en lieu et place des lignes de guidage, afin de procéder à l'orientation et à l'alignement
3.1.40
outil de manutention
outil de pose
dispositif assemblant un joint sur l'extrémité supérieure d'un tube prolongateur permettant aux élévateurs de
soulever et d'abaisser le joint et la colonne du tube prolongateur assemblée dans le derrick
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ISO 13624-1:2009(F)
3.1.41
pilonnement
mouvement vertical du navire
3.1.42
contrainte au point chaud
charge de pointe locale
contrainte la plus élevée dans la région ou le composant considéré
NOTE Une charge de pointe présente la caractéristique principale de n'engendrer aucune déformation significative et
ne peut être principalement acceptée comme une source possible de fissures de fatigue. Ces charges sont très localisées
et se produisent au niveau des discontinuités géométriques.
3.1.43
connecteur hydraulique
connecteur mécanique activé de manière hydraulique et permettant de raccorder le bloc d'obturation de puits
à la tête de puits, ou le LMRP au bloc d'obturation de puits
3.1.44
conduite d'alimentation hydraulique
ligne auxiliaire placée entre le navire et le bloc d'obturation de puits sous-marin, acheminant le fluide de
fonctionnement du système de contrôle vers le LMRP et le bloc d'obturation de puits
3.1.45
joint de tube prolongateur appareillé
IRJ
instrumented riser joint
joint de tube prolongateur doté de capteurs permettant de surveiller les paramètres tels que la tension dans la
paroi de la colonne montante, le mouvement angulaire du tube prolongateur, la température et la pression du
fluide dans l'espace annulaire, etc.
3.1.46
bretelle flexible
section flexible de la ligne de duse ou de la ligne auxiliaire assurant un débit continu autour d'un joint
flexible/joint à rotule, tout en ajustant le mouvement angulaire au niveau du joint flexible/joint à rotule
3.1.47
trou de serrure
formation d'une rainure longitudinale dans l'alésage du composant du système de tubes prolongateurs, suite à
une usure de frottement du train de tiges rotatif sur le composant du tube prolongateur
3.1.48
joint de pose
joint de tube prolongateur provisoirement connecté au-dessus du joint télescopique et utilisé pour poser le
bloc d'obturation de puits sur la tête de puits lorsque le joint télescopique est écrasé et bloqué
3.1.49
méplat de pose
méplat de soutien du tube prolongateur
méplat (épaulement) ou projection sur la surface extérieure du couplage d'un tube prolongateu
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.