ISO 13628-4:2010
(Main)Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 4: Subsea wellhead and tree equipment
Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 4: Subsea wellhead and tree equipment
ISO 13628-4:2010 provides specifications for subsea wellheads, mudline wellheads, drill-through mudline wellheads and both vertical and horizontal subsea trees. It specifies the associated tooling necessary to handle, test and install the equipment. It also specifies the areas of design, material, welding, quality control (including factory acceptance testing), marking, storing and shipping for both individual sub-assemblies (used to build complete subsea tree assemblies) and complete subsea tree assemblies. The user is responsible for ensuring subsea equipment meets any additional requirements of governmental regulations for the country in which it is installed. This is outside the scope of ISO 13628-4:2010. Where applicable, ISO 13628-4:2010 can also be used for equipment on satellite, cluster arrangements and multiple well template applications. Equipment that is within the scope of ISO 13628-4:2010 is listed as follows: subsea trees: tree connectors and tubing hangers, valves, valve blocks, and valve actuators, chokes and choke actuators, bleed, test and isolation valves, TFL wye spool, re-entry interface, tree cap, tree piping, tree guide frames, tree running tools, tree cap running tools, tree mounted flowline/umbilical connector, tubing heads and tubing head connectors, flowline bases and running/retrieval tools, tree mounted controls interfaces (instrumentation, sensors, hydraulic tubing/piping and fittings, electrical controls cable and fittings); subsea wellheads: conductor housings, wellhead housings, casing hangers, seal assemblies, guidebases, bore protectors and wear bushings, corrosion caps; mudline suspension systems: wellheads, running tools, casing hangers, casing hanger running tool, tieback tools for subsea completion, subsea completion adaptors for mudline wellheads, tubing heads, corrosion caps; drill through mudline suspension systems: conductor housings, surface casing hangers, wellhead housings, casing hangers, annulus seal assemblies, bore protectors and wear bushings, abandonment caps; tubing hanger systems: tubing hangers, running tools; miscellaneous equipment: flanged end and outlet connections, clamp hub-type connections, threaded end and outlet connections, other end connections, studs and nuts, ring joint gaskets, guideline establishment equipment. ISO 13628-4:2010 includes equipment definitions, an explanation of equipment use and function, an explanation of service conditions and product specification levels, and a description of critical components, i.e. those parts having requirements specified in ISO 13628-4:2010. The following equipment is outside the scope of ISO 13628-4:2010: subsea wireline/coiled tubing BOPs; installation, workover, and production risers; subsea test trees (landing strings); control systems and control pods; platform tiebacks; primary protective structures; subsea process equipment; subsea manifolding and jumpers; subsea wellhead tools; repair and rework; multiple well template structures; mudline suspension high pressure risers; template piping; template interfaces. ISO 13628-4:2010 is not applicable to the rework and repair of used equipment.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des systèmes de production immergés — Partie 4: Équipements immergés de tête de puits et tête de production
L'ISO 13628-4:2010 fournit des spécifications relatives aux têtes de puits immergées, aux têtes de puits de conduite de boue, aux têtes de puits de conduite de boue pour forage traversant, ainsi qu'aux têtes de production immergées horizontales et verticales. Elle spécifie l'outillage associé nécessaire pour traiter, soumettre à l'essai et installer l'équipement. Elle spécifie également les domaines relatifs à la conception, aux matériaux, au soudage, au contrôle qualité (y compris les essais de réception en usine), au marquage, au stockage et à l'expédition des sous-ensembles individuels (utilisés pour construire les ensembles de têtes de production immergées complets) et des ensembles de têtes de production immergées complets. L'utilisateur est chargé de s'assurer que l'équipement immergé satisfait à toute exigence supplémentaire de réglementations gouvernementales du pays dans lequel il est installé. Ce point ne relève pas du domaine d'application de l'ISO 13628-4:2010. Le cas échéant, l'ISO 13628-4:2010 peut également être utilisée pour les équipements sur satellite, les dispositions groupées et les applications de châssis d'ancrage multipuits. Les équipements qui font partie du domaine d'application de l'ISO 13628-4:2010 sont les suivants: têtes de production immergées: connecteurs de têtes de production et olives de suspension de colonne de production; vannes, blocs de vannes et commandes de vanne; duses et commandes de duse; vannes de purge, d'essai et d'isolement; montage en étoile TFL; interface de rentrée; chapeau de tête de production; tuyauterie de tête de production; bras de guidage de tête de production; outils de pose de tête de production; outils de pose du chapeau de tête de production; connecteur de conduite d'écoulement ou d'ombilical monté sur la tête de production; têtes de colonne de production et connecteurs de tête de colonne de production; bases de conduite d'écoulement et outils de pose ou de récupération; interfaces de commande montées sur la tête de production (instruments, capteurs, tubes, tuyauteries et raccords hydrauliques, câbles et raccords des commandes électriques); têtes de puits immergées: enveloppes du conducteur; enveloppes de tête de puits; coins de suspension de tubage; garnitures d'étanchéité; plaques de base; protecteurs d'alésage et chemises d'usure amovibles; chapeaux anticorrosion; systèmes de suspension de conduite de boue: têtes de puits; outils de pose; coins de suspension de tubage; outil de pose des coins de suspension de tubage; outils de raccordement pour complétion immergée; adaptateurs de complétion immergée pour têtes de puits de conduite de boue; têtes de colonne de production; chapeaux anticorrosion; systèmes de suspension de conduite de boue pour forage traversant: enveloppes du conducteur; coins de suspension de tubage de surface; enveloppes de tête de puits; coins de suspension de tubage; garnitures d'étanchéités d'annulaire; protecteurs d'alésage et chemises d'usure amovibles; chapeaux d'abandon; systèmes d'olives de suspension de colonne de production: olives de suspension de colonne de production; outils de pose; équipements divers: connexions d'extrémité et de sortie à brides; raccords de type moyeu à pince; connexions d'extrémité et de sortie filetés; autres raccords d'extrémité; boulons et écrous; joints circulaires; équipement d'établissement de câble de guidage. L'ISO 13628-4:2010 comprend les définitions des équipements, une explication sur l'utilisation des équipements, une explication sur les conditions de service et sur les niveaux de spécification des produits ainsi qu'une description des composants critiques, c'est-à-dire ceux dont les exigences sont spécifiées dans l'ISO 13628‑4:2010. Les équipements suivants ne relèvent pas du domaine d'application de l'ISO 13628-4:2010: BOP à câble/tube d'intervention enroulé immergés; tubes prolongateurs d'installation, de r
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13628-4
Second edition
2010-12-15
Petroleum and natural gas industries —
Design and operation of subsea
production systems —
Part 4:
Subsea wellhead and tree equipment
Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des
systèmes de production immergés —
Partie 4: Équipements immergés de tête de puits et tête de production
Reference number
©
ISO 2010
PDF disclaimer
PDF files may contain embedded typefaces. In accordance with Adobe's licensing policy, such files may be printed or viewed but shall
not be edited unless the typefaces which are embedded are licensed to and installed on the computer performing the editing. In
downloading a PDF file, parties accept therein the responsibility of not infringing Adobe's licensing policy. The ISO Central Secretariat
accepts no liability in this area.
Adobe is a trademark of Adobe Systems Incorporated.
Details of the software products used to create the PDF file(s) constituting this document can be found in the General Info relative to
the file(s); the PDF-creation parameters were optimized for printing. Every care has been taken to ensure that the files are suitable for
use by ISO member bodies. In the unlikely event that a problem relating to them is found, please inform the Central Secretariat at the
address given below.
This CD-ROM contains
)
1) the publication ISO 13628-4:2010(E (including the datasheets) in portable document format (PDF),
which can be viewed using Adobe® Acrobat® Reader;
2) the electronic insert in revisable format: Sample test report form.
Adobe and Acrobat are trademarks of Adobe Systems Incorporated.
© ISO 2010
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this CD-ROM may be reproduced, stored in a retrieval system or transmitted in
any form or by any means without prior permission from ISO. Requests for permission to reproduce this pr
...
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13628-4
Second edition
2010-12-15
Petroleum and natural gas industries —
Design and operation of subsea
production systems
Part 4:
Subsea wellhead and tree equipment
Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des
systèmes de production immergés
Partie 4: Équipements immergés de tête de puits et tête de production
Reference number
©
ISO 2010
PDF disclaimer
This PDF file may contain embedded typefaces. In accordance with Adobe's licensing policy, this file may be printed or viewed but
shall not be edited unless the typefaces which are embedded are licensed to and installed on the computer performing the editing. In
downloading this file, parties accept therein the responsibility of not infringing Adobe's licensing policy. The ISO Central Secretariat
accepts no liability in this area.
Adobe is a trademark of Adobe Systems Incorporated.
Details of the software products used to create this PDF file can be found in the General Info relative to the file; the PDF-creation
parameters were optimized for printing. Every care has been taken to ensure that the file is suitable for use by ISO member bodies. In
the unlikely event that a problem relating to it is found, please inform the Central Secretariat at the address given below.
© ISO 2010
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced or utilized in any form or by any means,
electronic or mechanical, including photocopying and microfilm, without permission in writing from either ISO at the address below or
ISO's member body in the country of the requester.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2010 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .v
Introduction.vi
1 Scope.1
2 Normative references.4
3 Terms, definitions, abbreviated terms and symbols .5
3.1 Terms and definitions .5
3.2 Abbreviated terms and symbols.10
4 Service conditions and production specification levels.12
4.1 Service conditions.12
4.2 Product specification levels.13
5 Common system requirements.13
5.1 Design and performance requirements .13
5.2 Materials .25
5.3 Welding.26
5.4 Quality control .27
5.5 Equipment marking.30
5.6 Storing and shipping.31
6 General design requirements for subsea trees and tubing hangers .32
6.1 General .32
6.2 Tree valving.34
6.3 Testing of subsea tree assemblies.42
6.4 Marking.47
6.5 Storing and shipping.47
7 Specific requirements — Subsea-tree-related equipment and sub assemblies.47
7.1 Flanged end and outlet connections.47
7.2 ISO clamp hub-type connections .65
7.3 Threaded connections .65
7.4 Other end connectors .65
7.5 Studs, nuts and bolting.66
7.6 Ring gaskets .66
7.7 Completion guidebase.67
7.8 Tree connectors and tubing heads.68
7.9 Tree stab/seal subs for vertical tree.72
7.10 Valves, valve blocks and actuators.73
7.11 TFL wye spool and diverter.86
7.12 Re-entry interface.87
7.13 Subsea tree cap.88
7.14 Tree-cap running tool.91
7.15 Tree-guide frame .93
7.16 Tree running tool.97
7.17 Tree piping .100
7.18 Flowline connector systems .102
7.19 Ancillary equipment running tools.105
7.20 Tree-mounted hydraulic/electric/optical control interfaces.107
7.21 Subsea chokes and actuators.110
7.22 Miscellaneous equipment.121
8 Specific requirements — Subsea wellhead .125
8.1 General .125
8.2 Temporary guidebase . 126
8.3 Permanent guidebase . 127
8.4 Conductor housing. 131
8.5 Wellhead housing . 134
8.6 Casing hangers. 137
8.7 Annulus seal assemblies . 140
8.8 Casing hanger lockdown bushing . 141
8.9 Bore protectors and wear bushings . 142
8.10 Corrosion cap. 144
8.11 Running, retrieving and testing tools. 144
8.12 Trawl protective structure. 144
8.13 Wellhead inclination and orientation. 144
8.14 Submudline casing hanger and seal assemblies. 145
9 Specific requirements — Subsea tubing hanger system . 146
9.1 General. 146
9.2 Design . 146
9.3 Materials . 149
9.4 Testing . 149
10 Specific requirements — Mudline suspension equipment . 150
10.1 General. 150
10.2 Mudline suspension-landing/elevation ring. 154
10.3 Casing hangers. 155
10.4 Casing hanger running tools and tieback adapters. 156
10.5 Abandonment caps. 157
10.6 Mudline conversion equipment for subsea completions . 157
10.7 Tubing hanger system — Mudline conversion equipment for subsea completions. 158
11 Specific requirements — Drill-through mudline suspension equipment . 159
11.1 General. 159
11.2 External drill-through casing hangers (outside of the hybrid casing hanger housing). 159
11.3 Hybrid casing hanger housing. 159
11.4 Internal drill-through mudline casing hangers. 161
11.5 Annulus seal assemblies . 163
11.6 Bore protectors and wear bushings . 164
11.7 Tubing hanger system — Drill-through mudline equipment for subsea completions. 166
11.8 Abandonment caps. 166
11.9 Running, retrieving and testing tools. 166
Annex A (informative) Vertical subsea trees . 167
Annex B (informative) Horizontal subsea trees . 171
Annex C (informative) Subsea wellhead . 174
Annex D (informative) Subsea tubing hanger . 176
Annex E (normative) Mudline suspension and conversion systems . 180
Annex F (informative) Drill-through mudline suspension systems . 187
Annex G (informative) Assembly guidelines of ISO (API) bolted flanged connections. 189
Annex H (informative) Design and testing of subsea wellhead running, retrieving and testing tools. 199
Annex I (informative) Procedure for the application of a coating system. 202
Annex J (informative) Screening tests for material compatibility. 205
Annex K (informative) Design and testing of pad eyes for lifting . 210
Annex L (informative) Hyperbaric testing guidelines. 225
Annex M (informative) Purchasing guidelines . 227
Bibliography. 249
iv © ISO 2010 – All rights reserved
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 13628-4 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.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 13628-4:1999), which has been technically
revised.
ISO 13628 consists of the following parts, under the general title Petroleum and natural gas industries —
Design and operation of subsea production systems:
⎯ Part 1: General requirements and recommendations
⎯ Part 2: Unbonded flexible pipe systems for subsea and marine applications
⎯ Part 3: Through flowline (TFL) systems
⎯ Part 4: Subsea wellhead and tree equipment
⎯ Part 5: Subsea umbilicals
⎯ Part 6: Subsea production control systems
⎯ Part 7: Completion/workover riser systems
⎯ Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems
⎯ Part 9: Remotely Operated Tool (ROT) intervention systems
⎯ Part 10: Specification for bonded flexible pipe
⎯ Part 11: Flexible pipe systems for subsea and marine applications
A part 12, dealing with dynamic production risers, a part 14, dealing with High Integrity Pressure Protections
Systems (HIPPS), a part 15, dealing with subsea structures and manifolds, a part 16, dealing with
specifications for flexible pipe ancillary equipment, and a part 17, dealing with recommended practice for
flexible pipe ancillary equipment, are under development.
Introduction
This second edition of ISO 13628-4 has been updated by users and manufacturers of subsea wellheads and
trees. Particular attention was paid to making it an auditable standard. It is intended for worldwide application
in the petroleum industry. It is not intended to replace sound engineering judgement. It is necessary that users
of this part of ISO 13628 be aware that additional or different requirements can better suit the demands of a
particular service environment, the regulations of a jurisdictional authority or other scenarios not specifically
addressed.
A major effort in developing this second edition was a study of the risks and benefits of penetrations in subsea
wellheads. All previous editions of both this part of ISO 13628 and its parallel API document Specification for
Subsea Wellhead and Christmas Tree Equipment (Specification 17D) prohibited wellhead penetrations.
However, that prohibition was axiomatic. In developing this second edition, the workgroup used qualitative risk
analysis techniques and found that the original insight was correct: subsea wellheads with penetrations are
more than twice as likely to develop leaks over their life as those without penetrations.
The catalyst for examining this portion of the original editions of the API and ISO standards was the
phenomenon of casing pressure and its monitoring in subsea wells. The report generated by the
aforementioned risk analysis has become API 17 TR3 and API RP 90. The workgroup encourages the use of
these documents when developing designs and operating practices for subsea wells.
Care has also been taken to address the evolving issue of using external hydrostatic pressure in design. The
original versions of both API 17D and ISO 13628-4 were adopted at a time when the effects of that parameter
were relatively small. The industry’s move into greater water depths has prompted a consideration of that
aspect in this version of this part of ISO 13628. The high-level view is that it is not appropriate to use external
hydrostatic pressure to augment the applications for which a component can be used. For example, this part
of ISO 13628 does not allow the use of a subsea tree rated for 69 MPa (10 000 psi) installed in 2 438 m
(8 000 ft) of water on a well that has a shut-in tubing pressure greater than 69 MPa (10 000 psi). See 5.1.2.1.1
for further guidance.
The design considerations involved in using external hydrostatic pressure are only currently becoming fully
understood. If a user or fabricator desires to explore these possibilities, it is recommended that a thorough
review of the forthcoming American Petroleum Institute technical bulletin on the topic be carefully studied.
The overall objective of this part of ISO 13628 is to define clear and unambiguous requirements that facilitate
international standardization in order to enable safe and economic development of offshore oil and gas fields
by the use of subsea wellhead and tree equipment. It is written in a manner that allows the use of a wide
variety of technology, from well established to state-of-the-art. The contributors to this update do not wish to
restrict or deter the development of new technology. However, the user of this part of ISO 13628 is
encouraged to closely examine standard interfaces and the reuse of intervention systems and tools in the
interests of minimizing life-cycle costs and increasing reliability through the use of proven interfaces.
It is important that users of this part of ISO 13628 be aware that further or differing requirements can be
needed for individual applications. This part of ISO 13628 is not intended to inhibit a vendor from offering, or
the purchaser from accepting, alternative equipment or engineering solutions for the individual application.
This can be particularly applicable where there is innovative or developing technology. Where an alternative is
offered, it is the responsibility of the vendor to identify any variations from this part of ISO 13628 and provide
details.
vi © ISO 2010 – All rights reserved
INTERNATIONAL STANDARD ISO 13628-4:2010(E)
Petroleum and natural gas industries — Design and operation
of subsea production systems
Part 4:
Subsea wellhead and tree equipment
1 Scope
This part of ISO 13628 provides specifications for subsea wellheads, mudline wellheads, drill-through mudline
wellheads and both vertical and horizontal subsea trees. It specifies the associated tooling necessary to
handle, test and install the equipment. It also specifies the areas of design, material, welding, quality control
(including factory acceptance testing), marking, storing and shipping for both individual sub-assemblies (used
to build complete subsea tree assemblies) and complete subsea tree assemblies.
The user is responsible for ensuring subsea equipment meets any additional requirements of governmental
regulations for the country in which it is installed. This is outside the scope of this part of ISO 13628.
Where applicable, this part of ISO 13628 can also be used for equipment on satellite, cluster arrangements
and multiple well template applications.
Equipment that is within the scope of this part of ISO 13628 is listed as follows:
a) subsea trees:
⎯ tree connectors and tubing hangers,
⎯ valves, valve blocks, and valve actuators,
⎯ chokes and choke actuators,
⎯ bleed, test and isolation valves,
⎯ TFL wye spool,
⎯ re-entry interface,
⎯ tree cap,
⎯ tree piping,
⎯ tree guide frames,
⎯ tree running tools,
⎯ tree cap running tools,
⎯ tree mounted flowline/umbilical connector,
⎯ tubing heads and tubing head connectors,
⎯ flowline bases and running/retrieval tools,
⎯ tree mounted controls interfaces (instrumentation, sensors, hydraulic tubing/piping and fittings,
electrical controls cable and fittings);
b) subsea wellheads:
⎯ conductor housings,
⎯ wellhead housings,
⎯ casing hangers,
⎯ seal assemblies,
⎯ guidebases,
⎯ bore protectors and wear bushings,
⎯ corrosion caps;
c) mudline suspension systems:
⎯ wellheads,
⎯ running tools,
⎯ casing hangers,
⎯ casing hanger running tool,
⎯ tieback tools for subsea completion,
⎯ subsea completion adaptors for mudline wellheads,
⎯ tubing heads,
⎯ corrosion caps;
d) drill through mudline suspension systems:
⎯ conductor housings,
⎯ surface casing hangers,
⎯ wellhead housings,
⎯ casing hangers,
⎯ annulus seal assemblies,
⎯ bore protectors and wear bushings,
⎯ abandonment caps;
2 © ISO 2010 – All rights reserved
e) tubing hanger systems:
⎯ tubing hangers,
⎯ running tools;
f) miscellaneous equipment:
⎯ flanged end and outlet connections,
⎯ clamp hub-type connections,
⎯ threaded end and outlet connections,
⎯ other end connections,
⎯ studs and nuts,
⎯ ring joint gaskets,
⎯ guideline establishment equipment.
This part of ISO 13628 includes equipment definitions, an explanation of equipment use and function, an
explanation of service conditions and product specification levels, and a description of critical components, i.e.
those parts having requirements specified in this part of ISO 13628.
The following equipment is outside the scope of this part of ISO 13628:
⎯ subsea wireline/coiled tubing BOPs;
⎯ installation, workover, and production risers;
⎯ subsea test trees (landing strings);
⎯ control systems and control pods;
⎯ platform tiebacks;
⎯ primary protective structures;
⎯ subsea process equipment;
⎯ subsea manifolding and jumpers;
⎯ subsea wellhead tools;
⎯ repair and rework;
⎯ multiple well template structures;
⎯ mudline suspension high pressure risers;
⎯ template piping;
⎯ template interfaces.
This part of ISO 13628 is not applicable to the rework and repair of used equipment.
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 8501-1, Preparation of steel substrates before application of paints and related products — Visual
assessment of surface cleanliness — Part 1: Rust grades and preparation grades of uncoated steel
substrates and of steel substrates after overall removal of previous coatings
ISO 10423, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Wellhead and
christmas tree equipment
ISO 10424-1, Petroleum and natural gas industries — Rotary drilling equipment — Part 1: Rotary drill stem
elements
ISO 11960, Petroleum and natural gas industries — Steel pipes for use as casing or tubing for wells
ISO 13625, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Marine drilling riser
couplings
ISO 13628-1, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 1: General requirements and recommendations
ISO 13628-3, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 3: Through flowline (TFL) systems
ISO 13628-7, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 7: Completion/workover riser systems
ISO 13628-8, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems
ISO 13628-9, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 9: Remotely Operated Tool (ROT) intervention systems
ISO 13533, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Drill-through
equipment
ISO 15156 (all parts), Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing
environments in oil and gas production
ANSI/ASME B16.11, Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded
ANSI/ASME B31.3, Process Piping
ANSI/ASME B31.4, Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids
ANSI/ASME B31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems
ANSI/ISA 75.02, Control Valve Capacity Test Procedure
ANSI/SAE J517, Hydraulic Hose Fittings
ANSI/SAE J343, Test and Test Procedures for SAE 100R Series Hydraulic Hose and Hose Assemblies
API Spec 5B, Specification for Threading, Gauging, and Thread Inspection of Casing, Tubing, and Line Pipe
Threads (US Customary Units)
4 © ISO 2010 – All rights reserved
ASTM D1414, Standard Test Methods for Rubber O-Rings
DNV RP B401, Cathodic Protection Design
ISA 75.01.01, Flow Equations for Sizing Control Valves
NACE No. 2/SSPC-SP 10, Joint Surface Preparation Standard: Near-White Metal Blast Cleaning
NACE SP0176, Corrosion Control of Submerged Areas of Permanently Installed Steel Offshore Structures
Associated With Petroleum Production
SAE/AS 4059, Aerospace Fluid Power — Cleanliness Classification for Hydraulic Fluids
3 Terms, definitions, abbreviated terms and symbols
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1.1
annulus seal assembly
mechanism that provides pressure isolation between each casing hanger and the wellhead housing
3.1.2
backdriving
〈general〉 an unplanned movement in the reverse direction of an operation
3.1.3
backdriving
〈linear actuator〉 condition where the valve drifts from the set position
3.1.4
backdriving
〈manual/ROV operated choke〉 condition where the valve changes position after the operator is disengaged
3.1.5
backdriving
〈rotary actuator〉 condition where the valve continues to change position subsequent to the completion of a
positional movement
3.1.6
backdriving
〈stepping-actuated choke〉 condition where the valve changes position after the operator is disengaged
3.1.7
bore protector
device that protects internal bore surfaces during drilling or workover operations
3.1.8
check valve
device designed to prevent flow in one direction
3.1.9
choke
equipment used to restrict and control the flow of fluids and gas
3.1.10
completion/workover riser
extension of the production and/or annulus bore(s) of a subsea well to a surface vessel
See ISO 13628-7.
3.1.11
conductor housing
top of the first casing string, which forms the basic foundation of the subsea wellhead and provides
attachments for guidance structures
3.1.12
corrosion cap
cap placed over the wellhead to protect it from contamination by debris, marine growth or corrosion during
temporary abandonment of the well
3.1.13
corrosion-resistant alloy
CRA
non-ferrous alloy for which any one or the sum of the specified amount of the following alloy elements
exceeds 50 %: titanium, nickel, cobalt, chromium and molybdenum
NOTE This term refers to corrosion-resistant alloys and not cracking-resistant alloys as mentioned in ISO 15156
(all parts).
3.1.14
corrosion-resistant material
CRM
ferrous or non-ferrous alloy that is more corrosion resistant than low-alloy steels
NOTE This term includes: CRAs, duplex, and stainless steels.
3.1.15
depth rating
maximum rated working depth for a piece of equipment at a given set of operating conditions
3.1.16
downstream
direction of movement away from the reservoir
3.1.17
equipment
any item or assembly to which ISO 13628-4 is applicable
3.1.18
extension sub
sealing tubular member that provides tree-bore continuity between adjacent tree components
3.1.19
fail-closed valve
actuated valve designed to fail to the closed position
3.1.20
fail-open valve
actuated valve designed to fail to the open position
3.1.21
flowline
any pipeline connecting to the subsea tree assembly outboard the flowline connector or hub
6 © ISO 2010 – All rights reserved
3.1.22
flowline connector support frame
structural frame which receives and supports the flowline connector and transfers flowline loads back into the
wellhead or seabed anchored structure
3.1.23
flowline connector system
equipment used to attach subsea pipelines and/or control umbilicals to a subsea tree
EXAMPLE Tree-mounted connection systems used to connect a subsea flowline directly to a subsea tree, connect a
flowline end termination to the subsea tree through a jumper, connect a subsea tree to a manifold through a jumper, etc.
3.1.24
flow loop
piping that connects the outlet(s) of the subsea tree to the subsea flowline connection and/or to other tree
piping connections (crossover piping, etc.)
3.1.25
guide funnel
tapered enlargement at the end of a guidance member to provide primary guidance over another guidance
member
3.1.26
guideline
taut line from the seafloor to the surface for the purpose of guiding equipment to the seafloor structure
3.1.27
high-pressure riser
tubular member which extends the wellbore from the mudline wellhead or tubing head to a surface BOP
3.1.28
horizontal tree
tree that does not have a production master valve in the vertical bore but in the horizontal outlets to the side
3.1.29
hydraulic rated working pressure
maximum internal pressure that the hydraulic equipment is designed to contain and/or control
NOTE Hydraulic pressure should not be confused with hydraulic test pressure.
3.1.30
hydrostatic pressure
maximum external pressure of ambient ocean environment (maximum water depth) that equipment is
designed to contain and/or control
3.1.31
intervention fixture
device or feature permanently fitted to subsea well equipment to facilitate subsea intervention tasks including,
but not limited to,
⎯ grasping intervention fixtures;
⎯ docking intervention fixtures;
⎯ landing intervention fixtures;
⎯ linear actuator intervention fixtures;
⎯ rotary actuator intervention fixtures;
⎯ fluid coupling intervention fixtures
3.1.32
intervention system
means to deploy or convey intervention tools to subsea well equipment to carry out intervention tasks,
including
⎯ ROV;
⎯ ROT;
⎯ ADS;
⎯ Diver
3.1.33
intervention tool
device or ROT deployed by an intervention system to mate or interface with an intervention fixture
3.1.34
lifting pad eye
pad eye, intended for lifting and suspending a designed load or packaged assembly
3.1.35
lower workover riser package
LWRP
unitized assembly that interfaces with the tree upper connection and allows sealing of the tree vertical bore(s)
3.1.36
mudline suspension system
drilling system consisting of a series of housings used to support casing strings at the mudline, installed from
a bottom-supported rig using a surface BOP
3.1.37
orienting bushings
non-pressure-containing parts that are used to orient equipment or tools with respect to the wellhead
3.1.38
outboard tree piping
subsea tree piping that is downstream of the last tree valve (including choke assemblies) and upstream of
flowline connection
See flow loop (3.1.24).
3.1.39
permanent guidebase
structure that sets alignment and orientation relative to the wellhead system and provides entry guidance for
running equipment on or into the wellhead assembly
3.1.40
pressure-containing part
part whose failure to function as intended results in a release of wellbore fluid to the environment
EXAMPLES Bodies, bonnets, stems.
3.1.41
pressure-controlling part
part intended to control or regulate the movement of pressurized fluids
EXAMPLE Valve-bore sealing mechanisms, choke trim and hangers.
8 © ISO 2010 – All rights reserved
3.1.42
rated working pressure
RWP
maximum internal pressure that equipment is designed to contain and/or control
NOTE Rated working pressure should not be confused with test pressure.
3.1.43
re-entry spool
tree upper connection profile, which allows remote connection of a tree running tool, LWRP or tree cap
3.1.44
reverse differential pressure
condition during which differential pressure is applied to a choke valve in a direction opposite to the specified
operating direction
NOTE This can be in the operating or closed-choke position.
3.1.45
running tool
tool used to run, retrieve, position or connect subsea equipment remotely from the surface
EXAMPLES Tree running tools, tree cap running tools, flowline connector running tools, etc.
3.1.46
subsea BOP
blowout preventer designed for use on subsea wellheads, tubing heads or trees
3.1.47
subsea casing hanger
device that supports a casing string in the wellhead at the mudline
3.1.48
subsea completion equipment
specialized tree and wellhead equipment used to complete a well below the surface of a body of water
3.1.49
subsea wellhead housing
pressure-containing housing that provides a means for suspending and sealing the well casing strings
3.1.50
subsea wireline/coiled tubing BOP
subsea BOP that attaches to the top of a subsea tree to facilitate wireline or coiled tubing intervention
3.1.51
surface BOP
blowout preventer designed for use on a surface facility such as a fixed platform, jackup or floating drilling on
intervention unit
3.1.52
swivel flange
flange assembly consisting of a central hub and a separate flange rim that is free to rotate about the hub
NOTE Type 17SV swivel flanges can mate with standard ISO type 17SS and 6BX flanges of the same size and
pressure rating.
3.1.53
tieback adapter
device used to provide the interface between mudline suspension equipment and subsea completion
equipment
3.1.54
tree cap
pressure-containing environmental barrier installed above production swab valve in a vertical tree or tubing
hanger in a horizontal tree
3.1.55
tree connector
mechanism to join and seal a subsea tree to a subsea wellhead or tubing head
3.1.56
tree guide frame
structural framework that may be used for guidance, orientation and protection of the subsea tree on the
subsea wellhead/tubing head, and that also provides support for tree flowlines and connection equipment,
control pods, anodes and counterbalance weights
3.1.57
tree-side outlet
point where a bore exits at the side of the tree block
3.1.58
umbilical
hose, tubing, piping, and/or electrical conductor that directs fluids and/or electrical current or signals to or from
subsea trees
3.1.59
upstream
direction of movement towards the reservoir
3.1.60
valve block
integral block containing two or more valves
3.1.61
vertical tree
tree with the master valve in the vertical bore of the tree below the side outlet
3.1.62
wear bushing
bore protector that also protects the casing hanger below it
3.1.63
wellhead housing pressure boundary
wellhead housing from the top of the wellhead to where the lowermost seal assembly seals
3.1.64
wye spool
spool between the master and swab valves of a TFL tree, that allows the passage of TFL tools from the
flowlines into the bores of the tree
3.2 Abbreviated terms and symbols
ADS atmospheric diving system
AMV annulus master valve
ANSI American National Standards Institute
API American Petroleum Institute
10 © ISO 2010 – All rights reserved
ASME American Society of Mechanical Engineers
ASV annulus swab valve
AWS American Welding Society
AWV annulus wing valve
BOP blowout preventer
CGB completion guidebase
CID chemical injection – downhole
CIT chemical injection – tree
CRA corrosion-resistant alloy
CRM corrosion-resistant material
EDP emergency disconnect package (see ISO 13628-7)
FAT factory acceptance test
FEA finite element analysis
GRA guidelineless re-entry assembly
HXT horizontal subsea tree
ID inside diameter
LRP lower riser package (see ISO 13628-7)
LWRP lower workover riser package (LRP + EDP) (see ISO 13628-7)
NACE National Association of Corrosion Engineers
NDE non-destructive examination
OD outside diameter
OEC other end connectors
PGB permanent guidebase
PMR per manufacturer’s rating
PMV production master valve
PR2 performance requirement level two
PSL product specification level
PSV production swab valve
PWV production wing valve
QTC qualification test coupon
RMS root mean square
ROT remotely operated tool (see ISO 13628-9)
ROV remotely operated vehicle (see ISO 13628-8)
RWP rated working pressure
S bending stress
b
S membrane stress
m
S yield strength
Y
SCSSV surface-controlled subsurface safety valve
SCF stress concentration factor
SIT system integration test
SWL safe working load
TFL through-flowline (see ISO 13628-3)
TGB temporary guidebase
USV underwater safety valve (see ISO 10423)
VXT vertical subsea tree
WCT-BOP wireline/coil tubing blowout preventer (see ISO 13628-7)
XOV cross-over valve
XT subsea tree
4 Service conditions and production specification levels
4.1 Service conditions
4.1.1 General
Service conditions refer to classifications for pressure, temperature and the various wellbore constituents and
operating conditions for which the equipment is designed.
4.1.2 Pressure ratings
Pressure ratings indicate rated working pressures, expressed as megapascals (MPa), with equivalent pounds
per square inch (psi) in parentheses. It should be noted that pressure is gauge pressure.
4.1.3 Temperature classifications
Temperature classifications indicate temperature ranges, from minimum (ambient or flowing) to maximum
flowing fluid temperatures, expressed in degrees Celsius (°C), with equivalent degrees Fahrenheit (°F) given
in parentheses. Classifications are listed in ISO 10423.
4.1.4 Sour service designation and marking
For material classes DD, EE, FF and HH, the manufacturer shall meet the requirements of ISO 15156
(all parts) for material processing and material properties (e.g. hardness). Choosing material class and
specific materials for specific conditions is ultimately the responsibility of the purchaser.
Material classes DD, EE, FF, HH shall include as part of the designation and marking the maximum allowable
partial pressure of H S, expressed in pounds per square inch absolute. The maximum allowable partial
pressure shall be as defined by ISO 15156 (all parts) at the designated API temperature class for the limiting
component(s) in the equipment assembly.
EXAMPLE “FF-1,5” indicates material class FF rated at 1,5 psia H S maximum allowable partial pressure.
Where no H S limit is defined by ISO 15156 (all parts) for the partial pressure, “NL” shall be used for marking
(e.g., “DD-NL”).
12 © ISO 2010 – All rights reserved
Users of this part of ISO 13628 should recognize that resistance to cracking caused by H S is influenced by a
number of other factors for which some limits are given in ISO 15156 (all parts). These include, but are not
limited to,
⎯ pH;
⎯ temperature;
⎯ chloride concentration;
⎯ elemental sulfur.
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 13628-4
Deuxième édition
2010-12-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Conception et exploitation des systèmes
de production immergés —
Partie 4:
Équipements immergés de tête de puits
et tête de production
Petroleum and natural gas industries — Design and operation of
subsea production systems —
Part 4: Subsea wellhead and tree equipment
Numéro de référence
©
ISO 2010
PDF – Exonération de responsabilité
Les fichiers PDF peuvent contenir des polices de caractères intégrées. Conformément aux conditions de licence d'Adobe, ils peuvent
être imprimés ou visualisés, mais ne doivent pas être modifiés à moins que l'ordinateur employé à cet effet ne bénéficie d'une licence
autorisant l'utilisation de ces polices et que celles-ci y soient installées. Lors du téléchargement de fichiers PDF, les parties
concernées acceptent de fait la responsabilité de ne pas enfreindre les conditions de licence d'Adobe. Le Secrétariat central de l'ISO
décline toute responsabilité en la matière.
Adobe est une marque déposée d'Adobe Systems Incorporated.
Les détails relatifs aux produits logiciels utilisés pour la création du ou des fichiers PDF qui constituent cette publication sont
disponibles dans la rubrique General Info des fichiers; les paramètres de création PDF ont été optimisés pour l'impression. Toutes les
mesures ont été prises pour garantir l'exploitation de ces fichiers par les comités membres de l'ISO. Dans le cas peu probable où
surviendrait un problème d'utilisation, veuillez en informer le Secrétariat central à l'adresse donnée ci-dessous.
Le présent CD-ROM contient
1) la publication ISO 13628-4:2010 (y compris les datasheets) au format PDF (portable document
format), qui peut être visualisée en utilisant Adobe® Acrobat® Reader;
2) les inserts électroniques en format révisable: Forme de rapport d’essai d’échantillonnage.
Adobe et Acrobat sont des marques déposées de Adobe Systems Incorporated.
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2010
Tous droits réservés. Sauf exigence particulière d'installation et sauf stipulation contraire, aucune partie de ce CD-ROM ne peut être
reproduite, enregistrée dans un système d'extraction ou transmise, sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, sans l'accord
préalable de l'ISO. Les dema
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 13628-4
Deuxième édition
2010-12-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Conception et exploitation des systèmes
de production immergés —
Partie 4:
Équipements immergés de tête de puits
et tête de production
Petroleum and natural gas industries — Design and operation of
subsea production systems —
Part 4: Subsea wellhead and tree equipment
Numéro de référence
©
ISO 2010
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2010
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous
quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit
de l'ISO à l'adresse ci-après ou du comité membre de l'ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56 CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Version française parue en 2012
Publié en Suisse
ii © ISO 2010 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos . ix
Introduction . xi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 4
3 Termes et définitions, abréviations et symboles . 5
3.1 Termes et définitions . 5
3.2 Abréviations et symboles . 11
4 Conditions de service et niveaux de spécification de production . 12
4.1 Conditions de service . 12
4.1.1 Généralités . 12
4.1.2 Pression nominale . 13
4.1.3 Classifications des températures . 13
4.1.4 Désignation et marquage de service corrosif . 13
4.1.5 Classes de matériaux . 13
4.2 Niveaux de spécification de produit . 14
5 Exigences communes pour le système . 14
5.1 Exigences de conception et de performance . 14
5.1.1 Généralités . 14
5.1.2 Conditions de service . 16
5.1.3 Méthodes et critères de calcul . 19
5.1.4 Informations diverses relatives à la conception . 21
5.1.5 Documentation de conception . 23
5.1.6 Revue de conception . 23
5.1.7 Essais de validation . 23
5.2 Matériaux . 27
5.2.1 Généralités . 27
5.2.2 Propriétés du matériau . 27
5.2.3 Niveau de spécification du produit . 27
5.2.4 Considérations relatives à la corrosion . 27
5.2.5 Matériaux structuraux . 28
5.3 Soudage . 28
5.3.1 Composants sous pression ou contrôlant la pression . 28
5.3.2 Composants structuraux . 28
5.3.3 Revêtements résistant à la corrosion . 28
5.4 Contrôle qualité . 29
5.4.1 Généralités . 29
5.4.2 Niveau de spécification du produit . 30
5.4.3 Composants structuraux . 30
5.4.4 Dispositifs de levage . 30
5.4.5 Essais pour les équipements de niveau PSL 2 et PSL 3 . 30
5.4.6 Essais des équipements de niveau PSL 3G . 31
5.4.7 Essais de pression du circuit hydraulique . 32
5.4.8 Protection cathodique . 32
5.5 Marquage des équipements . 33
5.5.1 Généralités . 33
5.5.2 Pitons de levage et points de levage . 33
5.5.3 Autres dispositifs de levage . 34
5.5.4 Classification de température . 34
5.6 Stockage et expédition . 34
5.6.1 Vidange après les essais .34
5.6.2 Protection anticorrosion .34
5.6.3 Protection de la surface d’étanchéité .34
5.6.4 Joints en vrac et joints annulaires .34
5.6.5 Contrôle du vieillissement de l’élastomère .34
5.6.6 Circuits hydrauliques .34
5.6.7 Systèmes électriques/électroniques.34
5.6.8 Expéditions .35
5.6.9 Instructions relatives à l’assemblage, à l’installation et à la maintenance .35
5.6.10 Stockage de longue durée .35
6 Exigences générales de conception relatives aux têtes de production et olives de
suspension de colonne de production immergées .35
6.1 Généralités .35
6.1.1 Introduction .35
6.1.2 Manutention et installation .35
6.1.3 Orientation et alignement .36
6.1.4 Caractéristiques nominales .36
6.1.5 Interchangeabilité .36
6.1.6 Fonctionnement d'un dispositif de sécurité .36
6.2 Robinetterie de tête de production .37
6.2.1 Vannes-maîtresses, tête de production verticale .37
6.2.2 Vannes-maîtresses, tête de production horizontale .37
6.2.3 Vannes latérales, tête de production verticale .38
6.2.4 Vannes latérales, tête de production horizontale .38
6.2.5 Fermetures de curage, tête de production verticale et horizontale .38
6.2.6 Vannes d'intercommunication .38
6.2.7 Fermetures de pression des têtes de production .38
6.2.8 Passages d’écoulement de production (injection) et d'annulaire .38
6.2.9 Pénétrations d’alésage de production et d'annulaire .39
6.2.10 Pénétrations de ligne de commande de vanne de sécurité de subsurface contrôlée depuis
la surface (SCSSV).45
6.2.11 Pénétrations de conduite d’injection de produits chimique dans le fond .45
6.2.12 Lignes de contrôle ou d’essai de pression et lignes de commande internes .46
6.2.13 Barrière de compensation .46
6.2.14 Pénétrations de ligne de commande hydraulique de fond pour complétions de puits
intelligentes .46
6.3 Essais des têtes de production immergées .47
6.3.1 Essais de validation .47
6.3.2 Essai de réception en usine .47
6.4 Marquage .51
6.5 Stockage et expédition .51
7 Exigences spécifiques — Équipements et sous-ensembles associés à la tête de
production immergée .51
7.1 Connexions d'extrémité et de sortie à brides .51
7.1.1 Généralités — Types de bride .51
7.1.2 Conception .52
7.1.3 Essais .71
7.2 Connexions ISO de type moyeu à pince .71
7.3 Raccordements filetés .71
7.4 Autres connecteurs d’extrémité .71
7.5 Tiges, écrous et boulonnerie .72
7.5.1 Généralités .72
7.5.2 Goujons et écrous ISO .72
7.5.3 Autres goujons, écrous et éléments de boulonnerie .72
7.5.4 Revêtement et placage anticorrosion .72
7.5.5 Exigences relatives au couple de montage .72
7.6 Joints annulaires .72
7.6.1 Généralités .72
7.6.2 Conception .73
iv © ISO 2010 – Tous droits réservés
7.6.3 Matériaux . 73
7.7 Plaque de base de complétion . 74
7.7.1 Généralités . 74
7.7.2 Conception . 74
7.8 Connecteurs de tête de production et têtes de colonne de production . 75
7.8.1 Généralités . 75
7.8.2 Conception . 76
7.8.3 Essais . 78
7.9 Raccords d'aboutage ou d’étanchéité pour tête de production verticale . 78
7.9.1 Généralités . 78
7.9.2 Conception . 79
7.10 Vannes, blocs de vannes et actionneurs . 80
7.10.1 Vue d'ensemble . 80
7.10.2 Conception . 80
7.10.3 Matériaux . 85
7.10.4 Essais . 85
7.10.5 Marquage . 92
7.11 Montage TFL en étoile et déflecteur . 93
7.11.1 Généralités . 93
7.11.2 Conception . 93
7.11.3 Essais . 94
7.12 Interface de rentrée . 95
7.12.1 Généralités . 95
7.12.2 Conception . 95
7.12.3 Charges et conditions de conception . 96
7.13 Chapeau de tête de production immergée. 96
7.13.1 Généralités . 96
7.13.2 Conception . 97
7.13.3 Exigences de conception et fonctionnelles. 98
7.13.4 Matériaux . 98
7.13.5 Essais . 99
7.14 Outil de pose du chapeau de tête de production . 99
7.14.1 Généralités . 99
7.14.2 Conception . 99
7.14.3 Essais . 101
7.15 Bras de guidage de tête de production . 102
7.15.1 Généralités . 102
7.15.2 Conception . 102
7.15.3 Essais . 104
7.16 Outil de pose de tête de production . 106
7.16.1 Généralités . 106
7.16.2 Critères de fonctionnement . 106
7.16.3 Charges . 106
7.16.4 Interface de tête de production . 107
7.16.5 Matériaux . 108
7.16.6 Essai de réception en usine . 108
7.17 Tuyauterie de tête de production . 109
7.17.1 Généralités . 109
7.17.2 Conception . 109
7.18 Systèmes de connecteur de conduite d’écoulement . 111
7.18.1 Généralités — Types et utilisations . 111
7.18.2 Élément support du connecteur de conduite d’écoulement . 111
7.18.3 Connecteurs de conduite d’écoulement . 112
7.18.4 Essais . 114
7.18.5 Essais in-situ . 115
7.19 Outils de pose d’équipement auxiliaire . 115
7.19.1 Conception . 115
7.20 Interfaces de commande hydrauliques, électriques ou optiques montées sur la tête de
production . 117
7.20.1 Généralités . 117
7.20.2 Conception . 117
7.20.3 Pratique d’assemblage . 120
7.20.4 Matériaux . 120
7.20.5 Essais . 120
7.20.6 Marquage de la plaque de connexion . 121
7.21 Duses et actionneurs immergés . 121
7.21.1 Généralités . 121
7.21.2 Duses immergées . 121
7.21.3 Actionneurs de duse immergée . 126
7.21.4 Ensemble duse et actionneur . 129
7.21.5 Duse récupérable par insert . 133
7.21.6 Matériaux . 133
7.21.7 Soudage . 133
7.21.8 Marquage . 133
7.22 Équipements divers . 133
7.22.1 Généralités . 133
7.22.2 Conception . 135
7.22.3 Matériaux . 136
7.22.4 Essais . 137
7.22.5 Marquage . 137
8 Exigences spécifiques – Tête de puits immergée . 137
8.1 Généralités . 137
8.2 Plaque de base temporaire . 138
8.2.1 Généralités . 138
8.2.2 Conception . 138
8.3 Plaque de base permanente . 139
8.3.1 Généralités . 139
8.3.2 Conception . 140
8.4 Enveloppe du conducteur . 144
8.4.1 Généralités . 144
8.4.2 Conception . 145
8.4.3 Essais de résistance aux chocs . 147
8.4.4 Essais . 147
8.5 Enveloppe de tête de puits . 147
8.5.1 Généralités . 147
8.5.2 Conception . 147
8.5.3 Dimensions . 148
8.5.4 Pression de service nominale . 148
8.5.5 Essais . 150
8.6 Coins de suspension de tubage . 150
8.6.1 Généralités . 150
8.6.2 Conception . 151
8.6.3 Essais . 153
8.7 Garnitures d'étanchéité d’annulaire . 153
8.7.1 Généralités . 153
8.7.2 Conception . 153
8.7.3 Garnitures d'étanchéité d’annulaire d’urgence . 154
8.7.4 Essais . 154
8.8 Douille de verrouillage de coin de suspension de tubage . 154
8.8.1 Généralités . 154
8.8.2 Conception . 155
8.8.3 Essais . 156
8.9 Protecteurs d’alésage et chemises d’usure amovibles . 156
8.9.1 Généralités . 156
8.9.2 Conception . 156
8.9.3 Matériaux . 157
8.9.4 Essais . 158
8.10 Chapeau anticorrosion . 158
8.11 Outils de pose, de récupération et d’essai . 158
vi © ISO 2010 – Tous droits réservés
8.12 Structure de protection contre le chalutage . 158
8.13 Inclinaison et orientation de la tête de puits . 158
8.14 Coin de suspension de tubage et garnitures d'étanchéité de conduite de boue de
subsurface . 159
8.14.1 Généralités . 159
8.14.2 Conception . 159
9 Exigences spécifiques — Système d’olive de suspension de la colonne de production
immergée . 160
9.1 Généralités . 160
9.2 Conception . 160
9.2.1 Généralités . 160
9.2.2 Charges . 161
9.2.3 Raccordements filetés . 162
9.2.4 Joints d’outil de pose . 162
9.2.5 Alésages verticaux . 162
9.2.6 Bouchons obturateurs d’olive de suspension de la colonne de production . 162
9.2.7 Pression de service nominale . 162
9.2.8 Barrières d’étanchéité . 163
9.2.9 Conception de guide de ligne de commande de SCSSV et d’injection de produits
chimiques . 163
9.2.10 Autres outils . 163
9.3 Matériaux . 163
9.4 Essais . 163
9.4.1 Essais de validation . 163
9.4.2 Essai de réception en usine . 164
10 Exigences spécifiques — Équipements de suspension de conduite de boue . 164
10.1 Généralités . 164
10.1.1 Introduction . 164
10.1.2 Conception . 166
10.1.3 Matériaux . 168
10.1.4 Essais . 168
10.1.5 Marquage et documentation . 169
10.2 Anneau de suspension-pose/hissage de conduite de boue . 169
10.2.1 Description . 169
10.2.2 Conception . 170
10.2.3 Documentation . 170
10.3 Coins de suspension de tubage . 170
10.3.1 Description . 170
10.3.2 Conception . 171
10.4 Outils de pose de coin de suspension de tubage et adaptateurs de raccordement . 172
10.4.1 Description . 172
10.4.2 Conception . 172
10.5 Chapeaux d’abandon. . 173
10.5.1 Description . 173
10.5.2 Conception . 173
10.6 Équipements de conversion de conduite de boue pour complétions sous-marines . 173
10.6.1 Description . 173
10.6.2 Conception . 173
10.6.3 Pression de service nominale . 174
10.6.4 Essai de réception en usine . 174
10.7 Système d’olive de suspension de la colonne de production — Équipements de
conversion de conduite de boue pour complétions sous-marines . 174
11 Exigences spécifiques — Équipements de suspension de conduite de boue pour forage
traversant . 174
11.1 Généralités . 174
11.2 Coins de suspension de tubage externes pour forage traversant (à l'extérieur de
l’enveloppe hybride de coin de suspension) . 175
11.3 Enveloppe hybride de coin de suspension de tubage . 175
11.3.1 Généralités . 175
11.3.2 Conception . 175
11.3.3 Dimensions . 176
11.3.4 Pression de service nominale . 176
11.3.5 Essai de réception en usine . 176
11.4 Coins de suspension internes de conduite de boue pour forage traversant . 177
11.4.1 Généralités .
...
МЕЖДУНАРОДНЫЙ ISO
СТАНДАРТ 13628-4
Второе издание
2010-12-15
Нефтяная и газовая промышленность.
Проектирование и эксплуатация
систем подводной добычи.
Часть 4.
Подводное оборудование устья
скважины и устьевой елки
Petroleum and natural gas industries — Design and operation of
subsea production systems
Part 4: Subsea wellhead and tree equipment
Ответственность за подготовку русской версии несет GOST R
(Российская Федерация) в соответствии со статьей 18.1 Устава ISO
Ссылочный номер
©
ISO 2010
Отказ от ответственности при работе в PDF
Настоящий файл PDF может содержать интегрированные шрифты. В соответствии с условиями лицензирования, принятыми
фирмой Adobe, этот файл можно распечатать или смотреть на экране, но его нельзя изменить, пока не будет получена
лицензия на установку интегрированных шрифтов в компьютере, на котором ведется редактирование. В случае загрузки
настоящего файла заинтересованные стороны принимают на себя ответственность за соблюдение лицензионных условий
фирмы Adobe. Центральный секретариат ISO не несет никакой ответственности в этом отношении.
Adobe - торговый знак фирмы Adobe Systems Incorporated.
Подробности, относящиеся к программным продуктам, использованным для создания настоящего файла PDF, можно найти в
рубрике General Info файла; параметры создания PDF были оптимизированы для печати. Были приняты во внимание все
меры предосторожности с тем, чтобы обеспечить пригодность настоящего файла для использования комитетами-членами
ISO. В редких случаях возникновения проблемы, связанной со сказанным выше, просьба проинформировать Центральный
секретариат по адресу, приведенному ниже.
ДОКУМЕНТ ЗАЩИЩЕН АВТОРСКИМ ПРАВОМ
© ISO 2010
Все права сохраняются. Если не указано иное, никакую часть настоящей публикации нельзя копировать или использовать в
какой-либо форме или каким-либо электронным или механическим способом, включая фотокопии и микрофильмы, без
предварительного письменного согласия ISO, которое должно быть получено после запроса о разрешении, направленного по
адресу, приведенному ниже, или в комитет-член ISO в стране запрашивающей стороны.
Управление охраны авторских прав ИСО
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Опубликовано в Швейцарии
ii © ISO 2010 – Все права сохраняются
Содержание Страница
Предисловие .vi
Введение .viii
1 Область применения .1
2 Нормативные ссылки .4
3 Термины, определения, сокращения и условные обозначения.5
3.1 Термины и определения .5
3.2 Сокращения и условные обозначения.12
4 Условия эксплуатации и уровни технических требований.15
4.1 Условия эксплуатации.15
4.2 Уровни технических требований.16
5 Общие системные требования .17
5.1 Проектные и эксплуатационные требования .17
5.2 Материалы .31
5.3 Сварка.32
5.4 Контроль качества .34
5.5 Маркировка оборудования.37
5.6 Хранение и транспортировка.38
6 Общие проектные требования для подводных устьевых елок и трубодержателей
НКТ.40
6.1 Общие положения .40
6.2 Трубопроводная арматура устьевой елки .42
6.3 Испытание подводных компоновок устьевых елок .52
6.4 Маркировка .56
6.5 Хранение и транспортировка.56
7 Специальные требования. Оборудование, относящееся к подводной устьевой елке,
и узлы .56
7.1 Фланцевые концевые и выходные соединения.56
7.2 Хомутовые соединения ISO бугельного типа.76
7.3 Резьбовые соединения .76
7.4 Другие концевые соединители.76
7.5 Шпильки, гайки и болтовое крепление.77
7.6 Кольцевые прокладки .78
7.7 Направляющее основание для заканчивания скважины.79
7.8 Соединители устьевой елки и трубные головки .80
7.9 Стыковочные/уплотнительные переводники для вертикальной устьевой елки .84
7.10 Клапаны, клапанные блоки и приводные механизмы.85
7.11 Y-образная катушка и отводное устройство TFL .100
7.12 Сопряжение повторного ввода .102
7.13 Колпак подводной устьевой елки.103
7.14 Спуско-подъемный инструмент колпака устьевой елки.106
7.15 Направляющая рама устьевой елки.109
7.16 Спуско-подъемный инструмент устьевой елки.113
7.17 Трубная обвязка устьевой елки .116
7.18 Соединительные системы выкидных трубопроводов .118
7.19 Спуско-подъемный инструмент вспомогательного оборудования .123
7.20 Монтируемые на устьевой елке гидравлические/электрические/оптические
управляющие сопряжения .124
7.21 Подводные дроссели и приводные механизмы.128
7.22 Оборудование различного назначения. 142
8 Специальные требования. Подводное устьевое оборудование. 147
8.1 Общие положения. 147
8.2 Временное направляющее основание . 148
8.3 Стационарное направляющее основание . 149
8.4 Корпус головки кондуктора . 155
8.5 Корпус устьевого оборудования. 157
8.6 Трубодержатели обсадных труб . 160
8.7 Кольцевые уплотнительные узлы. 163
8.8 Запирающая втулка трубодержателя обсадных труб. 164
8.9 Протекторы проходного канала и противоизносные втулки . 166
8.10 Антикоррозионный колпак . 168
8.11 Инструменты для спуска, извлечения и испытания . 168
8.12 Траловая защитная конструкция . 168
8.13 Наклон и ориентация устьевого оборудования . 169
8.14 Поддонный трубодержатель обсадных труб и уплотнительные узлы. 169
9 Специальные требования. Подводная система трубодержателя НКТ . 170
9.1 Общие положения. 170
9.2 Конструкция . 171
9.3 Материалы . 174
9.4 Испытание . 174
10 Специальные требования. Донное подвесное оборудование. 175
10.1 Общие положения. 175
10.2 Донное подвесное-посадочное/подъемное кольцо . 180
10.3 Трубодержатели обсадных труб . 181
10.4 Спуско-подъемные инструменты трубодержателей обсадных труб и переходные
фитинги надставок . 183
10.5 Консервационные колпаки . 184
10.6 Донное переходное оборудование для подводного заканчивания скважин. 184
10.7 Система трубодержателя НКТ. Донное переходное оборудование для подводного
заканчивания скважин . 185
11 Специальные требования. Донное подвесное оборудование со стволовым
проходом . 185
11.1 Общие положения. 185
11.2 Внешние трубодержатели обсадных труб со стволовым проходом (снаружи корпуса
гибридного трубодержателя обсадных труб). 186
11.3 Корпус гибридного трубодержателя обсадных труб . 186
11.4 Внутренние донные трубодержатели обсадных труб со стволовым проходом . 188
11.5 Кольцевые уплотнительные узлы. 191
11.6 Протекторы проходного канала и противоизносные втулки . 192
11.7 Система трубодержателя НКТ. Донное оборудование со стволовым проходом для
подводного заканчивания скважины . 193
11.8 Консервационные колпаки . 193
11.9 Инструменты для спуска, извлечения и испытания . 194
Приложение A (информативное) Вертикальные подводные устьевые елки . 195
Приложение В (информативное) Горизонтальные подводные устьевые елки . 199
Приложение С (информативное) Подводное устьевое оборудование . 202
Приложение D (информативное) Подводный трубодержатель НКТ. 204
Приложение Е (нормативное) Донные подвесные и переходные системы. 208
Приложение F (информативное) Донные подвесные системы со стволовым проходом . 217
Приложение G (информативное) Руководство по сборке болтовых фланцевых соединений
ISO (API) . 219
Приложение H (информативное) Проектирование и испытание инструментов для спуска,
подъема и испытаний подводного устьевого оборудования. 231
iv © ISO 2010 – Все права сохраняются
Приложение I (информативное) Процедуры по применению систем покрытия.234
Приложение J (информативное) Предварительные отборочные испытания материалов .239
Приложение K (информативное) Проектирование и испытания подъемного оборудования .246
Приложение L (информативное) Руководство по гипербарическим испытаниям .263
Приложение M (информативное) Руководство по закупке.265
Библиография.289
Предисловие
Международная организация по стандартизации (ISO) является всемирной федерацией национальных
организаций по стандартизации (стандартизующих органов членов ISO). Подготовка международных
стандартов обычно проводится в технических комитетах ISO. Каждый стандартизующий орган,
заинтересованный в области, для которой был создан технический комитет, имеет право участвовать в
деятельности этого комитета. В этой работе также участвуют международные, правительственные и
неправительственные организации, имеющие соответствующие соглашения о сотрудничестве с ISO.
ISO тесно сотрудничает с Международной электротехнической комиссией (IEC) по всем вопросам
стандартизации в электротехнике.
Международные стандарты разрабатываются в соответствии с правилами, приведенными в
Директивах ISO/IEC, Часть 2.
Основной задачей технических комитетов является подготовка международных стандартов. Проекты
международных стандартов, принятые техническими комитетами, рассылаются стандартизующим
органам членам ISO для голосования. Публикация в качестве международного стандарта требует его
утверждения не менее 75% стандартизующих органов членов ISO, участвующих в голосовании.
Необходимо иметь в виду, что некоторые элементы настоящего документа могут быть объектом
патентного права. ISO не берет на себя ответственность за идентификацию какого-либо отдельного
или всех таких патентных прав.
ISO 13628-4 был подготовлен Подкомитетом ПК 4, Буровое и эксплуатационное оборудование,
Технического комитета ISO/ТК 67, Материалы, оборудование и морские конструкции для нефтяной,
нефтехимической и газовой промышленности.
Настоящее второе издание отменяет и заменяет первое издание (ISO 13628-4:1999), которое было
технически пересмотрено.
ISO 13628 состоит из следующих частей под общим названием Нефтяная и газовая промышленность.
Проектирование и эксплуатация систем подводных добычи:
⎯ Часть 1: Общие требования и рекомендации
⎯ Часть 2: Гибкие трубные системы многослойной структуры без связующих слоев для
подводного и морского применения
⎯ Часть 3: Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)
⎯ Часть 4: Подводное оборудование устья скважины и устьевой елки
⎯ Часть 5: Подводные управляющие шлангокабели
⎯ Часть 6: Подводные системы контроля добычи
⎯ Часть 7: Райзерные системы для заканчивания/ремонта скважин
⎯ Часть 8: Сопряжения дистанционно управляемых устройств (ROV) в системах подводной
добычи
⎯ Часть 9: Системы дистанционно управляемых инструментов (ROT) для работ на скважине
⎯ Часть 10: Технические условия на гибкую трубу многослойной структуры со связующими
слоями
vi © ISO 2010 – Все права сохраняются
⎯ Часть 11: Гибкие трубные системы для подводного и морского применения
Часть 12, относящаяся к динамическим эксплуатационным райзерам, часть 13, относящаяся к
системам защиты от превышения давления с высоким интегральным уровнем безопасности (HIPPS),
часть 15, относящаяся к подводным конструкциям и манифольдам, часть 16, относящаяся к
техническим условиям на вспомогательное оборудование гибких труб, и часть 17, относящаяся к
практическим рекомендациям для вспомогательного оборудования гибких труб, в настоящее время
находятся в разработке.
Введение
Настоящее второе издание ISO 13628-4 было доработано пользователями и изготовителями
подводного устьевого оборудования и устьевой елки. Особое внимание было уделено тому, чтобы
сделать этот стандарт удобным для проведения аудита. Он предназначен для широкого применения в
нефтегазовой промышленности всего мира. Он не нацелен на замену общепринятой инженерной
оценки. Пользователям настоящей части ISO 13628-4 следует иметь в виду, что могут возникать
дополнительные или отличающиеся требования, которые будут лучше соответствовать потребностям
в конкретных условиях применения, требованиям законодательных органов или другим вариантам
обстановки, которые здесь специально не рассматривались.
Основное усилие при разработке второго издания было направлено на исследование рисков и
преимуществ проходов в подводном устьевом оборудовании. Предыдущие издания, как настоящей
части ISO 13628, так и аналогичного документа API Технические условия на подводное устьевое
оборудование и устьевые елки (Технические условия 17D) не допускали такой практики. Тем не менее,
это запрещение было аксиоматическим. При разработке настоящего второго издания рабочая группа
использовала методы качественного анализа рисков и пришла к заключению, что исходное
представление было правильным: подводное устьевое оборудование с проходами имеет в два раза
более высокую вероятность возникновения утечек в течение срока службы, чем такое же
оборудование без проходов.
Катализатором для контроля этой части исходных изданий стандартов API и ISO был феномен
давления в обсадной колонне и его мониторинг в подводных скважинах. Отчет, подготовленный на
базе вышеупомянутого анализа рисков, был оформлен в качестве Технических отчетов API 17 TR3 и
API RP 90. Рабочая группа поддерживает использование этих документов при разработке конструкций
и технологических режимов для подводных скважин.
При проектировании следует также уделять особое внимание изменению наружного гидростатического
давления. Исходные версии API 17D и ISO 13628-4 были приняты, когда влияние этого параметра
было относительно небольшим. Продвижение отрасли на большие глубины воды привели к
необходимости учесть такие аспекты в настоящей версии данной части ISO 13628. Общий смысл таков,
что нецелесообразно использовать наружное гидростатическое давление для расширения областей
возможного применения компонента. Например, настоящая часть ISO 13628 не позволяет
использование подводной елки номиналом 69 МПа (10 000 фунт/дюйм ), установленной на глубине
2 438 м (8 000 футов) на скважине со статическим давлением в насосно-компрессорных трубах при
закрытом устье превышающем 69 МПа (10 000 фунт/дюйм ). Подробнее см. в 5.1.2.1.1.
Конструктивные обоснования, учитывающие влияние наружного гидростатического давления только
сейчас стали полностью понятными. Если пользователь или изготовитель желает изучить эти
возможности, рекомендуется внимательно рассматривать технический бюллетень Американского
нефтяного института по данной теме.
Основной целью настоящей части ISO 13628 является определение ясных и однозначных требований,
которые будут способствовать международной стандартизации для того, чтобы обеспечить
безопасную и экономичную разработку морских нефтегазовых месторождений с использованием
подводного устьевого оборудования и оборудования устьевых елок. Документ подготовлен в таком
виде, что позволяет использовать большое разнообразие технологий, от общепринятых до самых
современных. Участники настоящего обновления не стремятся ограничивать или сдерживать
разработку новой техники. Тем не менее, пользователю настоящего стандарта предлагается
тщательно контролировать стандартные сопряжения и повторно использовать системы работ на
скважине и инструменты с целью минимизации затрат полного срока эксплуатации и увеличения
надежности за счет использования апробированных сопряжений.
Пользователям настоящей части ISO 13628 важно учитывать, что в конкретных условиях применения
могут возникать дополнительные или отличающиеся требования. Настоящая часть ISO 13628 не
viii © ISO 2010 – Все права сохраняются
ставит целью установление ограничений для продавца при предложении или для потребителя при
применении альтернативного оборудования или инженерных решений для конкретных условий
применения. Это имеет особое значение при применении инновационных или развивающихся
технологий. В случае предложения альтернативного решения продавец несет ответственность за
идентификацию всех отличий от настоящей части ISO 13628 и предоставление их подробного
описания.
МЕЖДУНАРОДНЫЙ СТАНДАРТ ISO 13628-4:2010(R)
Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и
эксплуатация систем подводной добычи.
Часть 4:
Подводное оборудование устья скважины и устьевой елки
1 Область применения
Настоящая часть ISO 13628 представляет технические условия на подводное устьевое оборудование,
донное устьевое оборудование, донное устьевое оборудование со стволовым проходом, а также
вертикальные и горизонтальные устьевые елки. Эта часть определяет соответствующую
инструментальную оснастку, необходимую для погрузочно-разгрузочных работ, испытания и монтажа
оборудования. Эта часть также определяет области проектирования, материалы, сварку, контроль
качества (включая заводские приемочные испытания), маркировку, хранение и транспортировку как
отдельных узлов (используемых для сборки компоновок подводной устьевой елки), так и компоновок
подводной устьевой елки в сборе.
Пользователь несет ответственность за обеспечение соответствия подводного оборудования всем
дополнительным требованиям государственного законодательства страны, в которой оно
устанавливается, что не является предметом рассмотрения настоящей части ISO 13628.
Там где применимо, настоящую часть ISO 13628 можно использовать также для оборудования на
сателлитных и кустовых схемах расположения, а также при применении многоствольных систем с
донными опорными плитами.
Далее перечисляется оборудование, относящееся к области применения данной части ISO 13628:
a) подводные устьевые елки:
⎯ соединители устьевой елки и трубодержатели насосно-компрессорных труб (НКТ),
⎯ клапаны, клапанные блоки и приводные механизмы клапанов,
⎯ дроссели и приводные механизмы дросселей,
⎯ дренажные, испытательные и изолирующие клапаны,
⎯ Y-образная катушка TFL,
⎯ сопряжения повторного ввода,
⎯ колпак устьевой елки,
⎯ трубопроводная обвязка устьевой елки,
⎯ направляющая рама устьевой елки,
⎯ инструменты для спуско-подъема устьевой елки,
⎯ инструменты для спуско-подъема колпака устьевой елки,
⎯ соединитель выкидного трубопровода/шлангокабеля, смонтированный на устьевой елке,
⎯ трубные головки и соединители трубных головок,
⎯ основания выкидных трубопроводов и инструменты для спуска/извлечения,
⎯ управляющие сопряжения, смонтированные на устьевой елке (контрольно-измерительная
аппаратура, датчики, гидравлические трубы/трубопроводы и фитинги, электрический
управляющий кабель и фитинги);
b) подводное устьевое оборудование:
⎯ корпуса головок кондуктора,
⎯ корпуса устьевого оборудования,
⎯ трубодержатели обсадных труб,
⎯ уплотнительные узлы,
⎯ направляющие основания,
⎯ протекторы проходного канала и противоизносные втулки,
⎯ антикоррозионные колпаки;
c) системы донных подвесок:
⎯ устьевое оборудование,
⎯ спуско-подъемные инструменты,
⎯ трубодержатели обсадных труб,
⎯ инструмент для спуско-подъема трубодержателей обсадных труб,
⎯ надставочные инструменты для подводного заканчивания скважины,
⎯ переходники подводного заканчивания скважины для донного устьевого оборудования,
⎯ трубные головки,
⎯ антикоррозионные колпаки;
d) системы донных подвесок со стволовым проходом:
⎯ корпуса головок кондукторов,
⎯ трубодержатели первых технологических обсадных колонн,
⎯ корпуса устьевого оборудования,
⎯ трубодержатели обсадных колонн,
⎯ кольцевые уплотнительные узлы,
⎯ протекторы проходного канала и противоизносные втулки,
2 © ISO 2010 – Все права сохраняются
⎯ консервационные колпаки;
e) системы трубодержателей НКТ:
⎯ трубодержатели НКТ,
⎯ спуско-подъемные инструменты;
f) оборудование различного назначения:
⎯ фланцевые концевые и выходные соединения,
⎯ хомутовые соединения бугельного типа,
⎯ резьбовые концевые и выходные соединения,
⎯ другие концевые соединения,
⎯ шпильки и гайки,
⎯ кольцевые соединительные прокладки,
⎯ установочное оборудование с направляющими канатами.
Настоящая часть ISO 13628 содержит определения оборудования, разъяснение применения и
функций оборудования, разъяснения условий эксплуатации и уровня технических характеристик
изделий, описание критических компонентов, т.е. тех деталей, которые должны соответствовать
требованиям, указанным в настоящей части ISO 13628.
В область применения настоящей части ISO 13628 не входит следующее оборудование:
⎯ подводные BOP для работы с инструментом на тросе/гибкими НКТ;
⎯ райзеры для установки, ремонтных работ и эксплуатации;
⎯ подводные испытательные устьевые елки (посадочные колонны);
⎯ управляющие системы и манифольды дистанционного управления;
⎯ надставки платформы;
⎯ первичные защитные конструкции;
⎯ подводное технологическое оборудование;
⎯ подводные манифольды и гибкие трубные соединители;
⎯ инструменты подводного устьевого оборудования;
⎯ ремонт и восстановление;
⎯ многоствольные конструкции с донными опорными плитами;
⎯ донная подвеска райзеров высокого давления;
⎯ трубная обвязка донных опорных плит;
⎯ сопряжения донных опорных плит.
Восстановление и ремонт использованного оборудования не входят в область применения настоящей
части ISO 13628.
2 Нормативные ссылки
Указанные ниже нормативные документы являются обязательными для применения настоящего
документа. Для ссылок с твердой идентификацией применяется только указанное издание. Для ссылок
со скользящей идентификацией применяется самое последнее издание нормативного документа, на
который дается ссылка (включая любые дополнения).
ISO 8501-1, Подготовка стальных поверхностей перед нанесением окраски и соответствующих
продуктов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 1: Степени поражения ржавчиной и
степени подготовки непокрытых стальных окрашиваемых поверхностей и стальных
окрашиваемых поверхностей после снятия предшествующих покрытий
ISO 10423, Нефтяная и газовая промышленность. Буровое и эксплуатационное оборудование.
Оборудование устья скважины и устьевой елки
ISO 10424-1, Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для роторного бурения. Часть 1:
Элементы бурильной колонны
ISO 11960, Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные, применяемые в качестве
обсадных и насосно-компрессорных труб для скважин
ISO 13625, Нефтяная и газовая промышленность. Буровое и эксплуатационное оборудование.
Соединительные муфты морских буровых райзеров
ISO 13628-1, Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем
подводных добычи. Часть 1: Общие требования и рекомендации
ISO 13628-3, Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем
подводной добычи. Часть 3: Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)
ISO 13628-7, Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем
подводной добычи. Часть 7: Райзерные системы для заканчивания/ремонта скважин
ISO 13628-8, Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем
подводной добычи. Часть 8: Сопряжения дистанционно управляемых устройств (ROV) в системах
подводной добычи
ISO 13628-9, Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем
подводной добычи. Часть 9: Системы дистанционно управляемых инструментов (ROT) для работ
на скважине
ISO 13533, Нефтяная и газовая промышленность. Буровое и эксплуатационное оборудование.
Оборудование со стволовым проходом
ISO 15156 (все части), Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для использования в
средах, содержащих H S, при добыче нефти и газа
ANSI/ASME B16.11, Фитинги из стальных штамповок со сварными раструбными и резьбовыми
соединениями
ANSI/ASME B31.3, Технологические трубопроводы
4 © ISO 2010 – Все права сохраняются
ANSI/ASME B31.4, Трубопроводные системы для транспортировки жидких углеводородов и других
жидкостей
ANSI/ASME B31.8, Трубопроводные системы для транспортировки и распределения газа
ANSI/ISA 75.02, Процедуры испытаний свойств управляющих клапанов
ANSI/SAE J517, Фитинги гидравлических шлангов
ANSI/SAE J343, Испытания и процедуры испытаний для гидравлических шлангов серий SAE 100R и
шлангов сборе
API Spec 5B, Технические условия на нарезание резьбы, калибровку и контроль резьб резьбовых
соединений обсадных, насосно-компрессорных труб и труб для трубопроводов (единицы измерения
США)
ASTM D1414, Стандартные методы испытаний для резиновых уплотнительных колец
DNV RP B401, Проектирование катодной защиты
ISA 75.01.01, Уравнения движения потока для расчета размеров управляющих клапанов
NACE No. 2/SSPC-SP 10, Стандарт подготовки поверхностей соединения: Пескоструйная очистка
почти до белого металла
NACE SP0176, Защита от коррозии подводных частей стационарных стальных морских
конструкций, предназначенных для добычи нефти и газа
SAE/AS 4059, Авиакосмическая гидроэнергетика. Классификации чистоты гидравлических флюидов
3 Термины, определения, сокращения и условные обозначения
3.1 Термины и определения
В настоящем документе используются следующие термины и определения.
3.1.1
кольцевой уплотнительный узел
annulus seal assembly
механизм, обеспечивающий изоляцию давления между каждым трубодержателем обсадных труб и
корпусом устьевого оборудования
3.1.2
отход назад
backdriving
〈общий〉 включает незапланированное движение в направлении, обратном рабочему
3.1.3
отход назад
backdriving
〈линейный привод〉 условие, при котором клапан смещается с установленной позиции
3.1.4
отход назад
backdriving
〈дроссель с ручным/ROV управлением〉 условие, при котором клапан изменяет позицию после
отсоединения исполнительного механизма
3.1.5
отход назад
backdriving
〈поворотный приводной механизм〉 условие, при котором клапан продолжает изменять позицию после
завершения движения по позиционированию
3.1.6
отход назад
backdriving
〈дроссель с шаговым приводным механизмом〉 условие, при котором клапан изменяет позицию после
отсоединения исполнительного механизма
3.1.7
протектор проходного канала
bore protector
устройство, защищающее внутреннюю поверхность проходного канала в процессе бурения или
ремонтных работ в скважине
3.1.8
обратный клапан
check valve
устройство, предназначенное для предотвращения потока в одном направлении
3.1.9
дроссель
choke
оборудование, используемое для ограничения и управления потоком флюидов и газа
3.1.10
райзер для заканчивания/ремонтных работ в скважине
completion/workover riser
удлинитель эксплуатационного и/или кольцевого канала (каналов) подводной скважины до надводного
судна
См. ISO 13628-7.
3.1.11
корпус головки кондуктора
conductor housing
верхняя часть первой колонны обсадных труб, которая формирует основную опору подводному
устьевому оборудованию и обеспечивает крепление для направляющих конструкций
3.1.12
антикоррозионный колпак
corrosion cap
колпак, устанавливаемый на устьевом оборудовании временно оставленной скважины для защиты его
от шлама, обрастания морскими организмами или коррозии
3.1.13
коррозионно-стойкие сплавы
corrosion-resistant alloy
CRA
сплав цветных металлов, в котором один или сумма определенного количества следующих
легирующих элементов превышает 50 %: титан, никель, кобальт, хром и молибден
ПРИМЕЧАНИЕ Этот термин относится к коррозионно-стойким сплавам, а не к трещиностойким сплавам, как
определено в ISO 15156 (все части).
6 © ISO 2010 – Все права сохраняются
3.1.14
коррозионно-стойкий материал
corrosion-resistant material
CRM
сплав черных или цветных металлов, который обладает повышенной коррозионной стойкостью по
сравнению с низколегированными сталями
ПРИМЕЧАНИЕ Этот термин включает: CRA, дуплексные и нержавеющие стали.
3.1.15
номинальная глубина
depth rating
максимальная номинальная рабочая глубина для элемента оборудования при заданных
эксплуатационных условиях
3.1.16
после (объекта)
downstream
направление движения от коллектора
3.1.17
оборудование
equipment
любой элемент или блок, входящий в область действия ISO 13628-4
3.1.18
удлинительный переводник
extension sub
уплотняющий трубный элемент, который обеспечивает непрерывность внутреннего канала между
смежными компонентами устьевой елки
3.1.19
клапан, закрывающийся при отказе системы управления
fail-closed valve
приводной клапан, спроектированный быть в закрытом положении при отказе
3.1.20
клапан, открывающийся при отказе системы управления
fail-open valve
приводной клапан, спроектированный быть в открытом положении при отказе
3.1.21
выкидной трубопровод
flowline
любой трубопровод, соединяющий компоновку подводной устьевой елки с внешним трубопроводным
соединителем или бугельным соединением
3.1.22
опорная рама соединителя выкидного трубопровода
flowline connector support frame
конструкционная рама, которая принимает и удерживает соединитель выкидной линии и передает
нагрузку от нее на устьевое оборудование или подводную якорную конструкцию
3.1.23
система соединителя выкидного трубопровода
flowline connector system
оборудование, используемое для соединения подводных трубопроводов и/или управляющих
шлангокабелей с подводной устьевой елкой
ПРИМЕР Смонтированные на устьевой елке соединительные системы, используемые для соединения подводных
выкидных трубопроводов с подводной устьевой елкой, соединяют концевой терминал выкидного трубопровода с
подводной устьевой елкой с помощью гибкого трубного соединителя, соединяют подводную елку с манифольдом
с помощью гибкого трубного соединителя и т.д.
3.1.24
трубная петля
flow loop
трубопровод, который соединяет отвод(отводы) подводной устьевой елки с подводным соединением
выкидного трубопровода и/или другими соединениями трубной обвязки устьевой елки (перепускная
трубная обвязка и т.п.)
3.1.25
направляющий раструб
guide funnel
конусное расширение на конце направляющего элемента для обеспечения предварительного
направления по отношению к другому направляющему элементу
3.1.26
направляющий канат
guideline
канат, натянутый от морского дна к поверхности, служащий в качестве направляющего оборудования к
донным конструкциям
3.1.27
райзер высокого давления
high-pressure riser
трубный элемент, который продолжает ствол скважины от донного устьевого оборудования или
трубной головки к надводному BOP
3.1.28
горизонтальная устьевая елка
horizontal tree
устьевая елка, с эксплуатационным коренным клапаном, расположенным не на вертикальном стволе, а
на горизонтальных боковых отводах
3.1.29
гидравлическое номинальное рабочее давление
hydraulic rated working pressure
максимальное внутреннее давление, на поддержание и/или регулирование которого рассчитано
гидравлическое оборудование
ПРИМЕЧАНИЕ Гидравлическое давление не следует путать с давлением гидравлического испытания.
3.1.30
гидростатическое давление
hydrostatic pressure
максимальное наружное давление окружающей океанической среды (максимальная глубина воды), на
поддержание и/или управление которым рассчитано оборудование
3.1.31
приспособление для работ на скважине
intervention fixture
устройство или приспособление, постоянно установленное на подводном скважинном оборудовании
для облегчения работ на подводной скважине, включая, но не ограничиваясь этим,
⎯ захватывающие приспособления для работ на скважине;
⎯ стыковочные приспособления для работ на скважине;
⎯ установочные приспособления для работ на скважине;
⎯ приспособления для работ на скважине с линейным приводным механизмом;
8 © ISO 2010 – Все права сохраняются
⎯ приспособления для работ на скважине с поворотным приводным механизмом;
⎯ приспособления для работ на скважине с гидравлической соединительной муфтой
3.1.32
система работы на скважине
intervention system
средства для использования или транспортировки инструмента к подводному скважинному
оборудованию для выполнения работ на скважине, включая
⎯ ROV;
⎯ ROT;
⎯ ADS;
⎯ Водолаз
3.1.33
инструмент для работы на скважине
intervention tool
устройство или ROT, используемые системой работы на скважине для обеспечения соединения или
сопряжения с приспособлениями для работы на скважине
3.1.34
подъемная проушина
lifting pad eye
проушина, предназначенная для подъема или подвешивания проектной нагрузки или блочной
конструкции
3.1.35
нижняя компоновка райзера для ремонтных работ в скважине
lower workover riser package
LWRP
унифицированный узел, который сопрягается с верхним соединением устьевой елки и позволяет
герметизировать вертикальный проходной канал (каналы) устьевой елки
3.1.36
система донной подвески
mudline suspension system
буровая система, состоящая из серии корпусов, используемых для поддержки обсадных колонн у
морского дна, установленная от упирающейся на дно установки с верхним BOP
3.1.37
ориентирующие втулки
orienting bushings
детали, не находящиеся под давлением и которые используются для ориентации оборудования или
инструментов относительно устья скважины
3.1.38
внешняя трубная обвязка устьевой елки
outboard tree piping
трубная обвязка подводной устьевой елки, расположенная после последнего клапана устьевой елки
(включая дроссельные узлы) и до соединения выкидного трубопровода
См. трубная петля (3.1.24).
3.1.39
стационарная донная направляющая платформа
permanent guidebase
конструкция, обеспечивающая соосность и ориентацию системы устьевого оборудования и
направление для входа спускаемого оборудования на или в компоновку оборудования устья скважины
3.1.40
деталь, работающая под давлением
pressure-containing part
деталь, нарушение функционирования которой может привести к утечке скважинного флюида в
окружающую среду
ПРИМЕРЫ Корпуса, крышки, штоки.
3.1.41
деталь, регулирующая давление
pressure-controlling part
деталь, предназначенная для контроля и регулирования движения флюидов под давлением
ПРИМЕР Механизмы уплотнения проходных каналов клапанов, дроссельные насадки и трубодержатели.
3.1.42
номинальное рабочее давление
rated working pressure
RWP
максимальное внутреннее давление, которое оборудование должно выдерживать и/или регулировать
ПРИМЕЧАНИЕ Номинальное рабочее давление не следует путать с давлением испытания.
3.1.43
катушка повторного ввода
re-entry spool
профиль верхнего соединения устьевой елки, который обеспечивает дистанционное соединение
инструмента для спуска устьевой елки, LWRP или колпака устьевой елки
3.1.44
обратное дифференциальное давление
reverse differential pressure
условие, при котором дифференциальное давление прикладывается к дроссельному клапану в
направлении, обратном указанному рабочему направлению
ПРИМЕЧАНИЕ Это возможно в рабочем или закрытом положении дросселя.
3.1.45
спуско-подъемный инструмент
running tool
инструмент, используемый для дистанционного выполнения с поверхности операций по спуску,
извлечению, позиционированию или подсоединению подводного оборудования
ПРИМЕРЫ Спуско-подъемные инструменты для устьевой елки, колпака устьевой елки, соединителей
выкидных трубопроводов и т.п.
3.1.46
подводный BOP
subsea BOP
превентор, предназначенный для использования на подводном устьевом оборудовании, трубных
головках или устьевых елках
10 © ISO 2010 – Все права сохраняются
3.1.47
подводный трубодержатель обсадных колонн
subsea casing hanger
устройство, которое удерживает обсадную колонну на устье скважины на дне моря
3.1.48
подводное оборудование для заканчивания скважины
subsea completion equipment
специализированная устьевая елка и устьевое оборудование, используемые для заканчивания
скважины ниже уровня воды
3.1.49
кожух подводного устьевого оборудования
subsea wellhead housing
кожух, находящийся под давлением, и предн
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.