ISO 13625:2002

Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Marine drilling riser couplings

ISO 13625:2002 specifies requirements and gives recommendations for the design, rating, manufacturing and testing of marine drilling riser couplings. Coupling capacity ratings are established to enable the grouping of coupling models according to their maximum stresses developed under specific levels of loading, regardless of manufacturer or method of make-up.

Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production - Connecteurs de tubes prolongateurs pour forages en mer

General Information

• Status: Published
• Publication Date: 20-Nov-2002
• ICS: 75.180.10 - Exploratory, drilling and extraction equipment
• Technical Committee: ISO/TC 67/SC 4 - Drilling and production equipment
• Drafting Committee: ISO/TC 67/SC 4/WG 2 - Drilling well control equipment
• Current Stage: 9093 - International Standard confirmed
• Completion Date: 23-Feb-2023

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13625
First edition
2002-12-01
Corrected version
2003-06-15


Petroleum and natural gas industries —
Drilling and production equipment —
Marine drilling riser couplings
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de
production — Connecteurs de tubes prolongateurs pour forages en mer





Reference number
ISO 13625:2002(E)
©
ISO 2002

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ISO 13625:2002(E)
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Published in Switzerland

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ISO 13625:2002(E)
Contents Page
Foreword. iv
Introduction . v
1 Scope. 1
2 Normative references. 1
3 Terms, definitions and abbreviations . 2
3.1 Terms and definitions. 2
3.2 Abbreviations. 4
4 Design. 4
4.1 Service classifications. 4
4.2 Riser loading. 5
4.3 Determination of stresses by analysis . 5
4.4 Stress distribution verification test. 6
4.5 Coupling design load. 6
4.6 Design for static loading . 7
4.7 Stress amplification factor. 7
4.8 Design documentation. 8
5 Material selection and welding . 8
5.1 Material selection. 8
5.2 Welding. 10
6 Dimensions and weights. 11
6.1 Coupling dimensions. 11
6.2 Coupling weight. 12
7 Quality control. 12
7.1 General. 12
7.2 Raw material conformance. 12
7.3 Manufacturing conformance. 12
8 Testing. 16
8.1 Purpose. 16
8.2 Design qualification tests . 16
9 Marking. 16
9.1 Stamping. 16
9.2 Required information. 16
10 Operation and maintenance manuals. 17
10.1 General. 17
10.2 Equipment description. 17
10.3 Guidelines for coupling usage . 17
10.4 Maintenance instructions. 17
Annex A (informative) Stress analysis . 18
Annex B (informative) Optional qualification tests . 19
Annex C (normative) Design for static loading . 20
Bibliography . 25

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ISO 13625:2002(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 13625 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 corrected version of ISO 13625:2002 incorporates correction of the French title.

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ISO 13625:2002(E)
Introduction
1) [1]
This International Standard is based upon API Specification 16R, first edition, January 1997 .
Users of this International Standard should be aware that further or differing requirements could be needed for
individual applications. This International Standard 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, the vendor will need to identify any variations from this International Standard and provide details.


1) American Petroleum Institute, 1220 L Street NW, Washington D.C. 20005, USA.
© ISO 2002 – All rights reserved v

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INTERNATIONAL STANDARD ISO 13625:2002(E)

Petroleum and natural gas industries — Drilling and production
equipment — Marine drilling riser couplings
1 Scope
This International Standard specifies requirements and gives recommendations for the design, rating,
manufacturing and testing of marine drilling riser couplings. Coupling capacity ratings are established to
enable the grouping of coupling models according to their maximum stresses developed under specific levels
of loading, regardless of manufacturer or method of make-up. This International Standard relates directly to
API RP 16Q, which provides guidelines for the design, selection, and operation of the marine drilling riser
system as a whole.
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 148, Steel — Charpy impact test (V-notch)
ISO 6506-1, Metallic materials — Brinell hardness test — Part 1: Test method
ISO 6507-1, Metallic materials — Vickers hardness test — Part 1: Test method
ISO 6508-1, Metallic materials — Rockwell hardness test — Part 1: Test method (scales A, B, C, D, E, F, G,
H, K, N, T)
ISO 6892, Metallic materials — Tensile testing at ambient temperature
ISO 10423:2001, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Wellhead and
christmas tree equipment
2)
ASME , Boiler and Pressure Vessel Code, Section V
ASME, Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII
3)
ASTM E 94, Standard Guide for Radiographic Examination
ASTM E 165, Standard Test Method for Liquid Penetrant Examination
ASTM E 709, Standard Guide for Magnetic Particle Examination
ASTM E 747, Standard Practice for Design, Manufacture and Material Grouping Classification of Wire Image
Quality Indicators (IQI) Used for Radiology

2) American Society of Mechanical Engineers, 1950 Stemmons Freeway, Dallas, Texas 75207, USA.
3) American Society of Testing and Materials, 1916 Race Street, Philadelphia, Pennsylvania 19103-1187, USA.
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ISO 13625:2002(E)
3 Terms, definitions and abbreviations
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
[2]
NOTE A comprehensive list of definitions pertaining to marine drilling riser systems is contained in API RP 16Q .
3.1.1
auxiliary line
external conduit (excluding choke and kill lines) arranged parallel to the riser main tube for enabling fluid flow
EXAMPLE Control system fluid line, buoyancy control line, mud boost line.
3.1.2
breech-block coupling
coupling which is engaged by partial rotation of one member into an interlock with another
3.1.3
buoyancy
devices added to the riser joints to reduce their submerged weight
3.1.4
choke and kill lines
C&K lines
external conduits, arranged parallel to the main tube, used for circulation of fluids to control well pressure
NOTE Choke and kill lines are primary pressure-containing members.
3.1.5
collet-type coupling
coupling having a slotted cylindrical element joint mating coupling members
3.1.6
dog-type coupling
coupling having dogs which act as wedges mechanically driven between the box and pin for engagement
3.1.7
flange-type coupling
coupling having two flanges joined by bolts
3.1.8
indication
visual sign of cracks, pits, or other abnormalities found during liquid penetrant and magnetic particle
examination
3.1.8.1
linear indication
indication in which the length is equal to or greater than three times its width
3.1.8.2
relevant indication
any indication with a major dimension over 1,6 mm (1/16 in)
3.1.8.3
rounded indication
indication that is circular or elliptical with its length less than three times the width
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ISO 13625:2002(E)
3.1.9
marine riser coupling
means of quickly connecting and disconnecting riser joints
NOTE The coupling box or pin (depending on design type) provides a support for transmitting loads from the
suspended riser string to the riser-handling spider while running or retrieving the riser. Additionally, the coupling can
provide support for choke and kill and auxiliary lines, and load reaction for buoyancy.
3.1.10
marine drilling riser
tubular conduit serving as an extension of the well bore from the well control equipment on the wellhead at the
seafloor to a floating drilling rig
3.1.11
preload
compressive bearing load developed between box and pin members at their interface; this is accomplished by
elastic deformation induced during make-up of the coupling
3.1.12
rated load
nominal applied loading condition used during coupling design, analysis and testing, based on a maximum
anticipated service loading
NOTE Under the rated working load, no average section stress in the riser coupling exceeds allowable limits
established in this International Standard.
3.1.13
riser coupling box
female coupling member
3.1.14
riser joint
section of riser pipe having ends fitted with a box and a pin, typically including integral choke and kill and
auxiliary lines
3.1.15
riser main tube
basic pipe from which riser joints are fabricated
3.1.16
riser coupling pin
male coupling member
3.1.17
stress amplification factor
SAF
K
SAF
factor equal to the local peak alternating stress in a component (including welds) divided by the nominal
alternating stress in the pipe wall at the location of the component
NOTE This factor is used to account for the increase in the stresses caused by geometric stress amplifiers which
occur in riser components.
3.1.18
threaded coupling
coupling having matching threaded members to form engagement
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ISO 13625:2002(E)
3.2 Abbreviations
The following abbreviations are used in this International Standard.
BOP Blowout preventer
C&K Choke and kill
LP Liquid penetrant
MP Magnetic particle
NDE Non-destructive examination
QTC Qualified test coupon
SAF Stress amplification factor
4 Design
4.1 Service classifications
4.1.1 Design information
The coupling manufacturer shall provide design information for each coupling size and model which defines
load capacity rating. These data are to be based on design load (see 4.5) and verified by testing (see 8.2).
4.1.2 Size
Riser couplings are categorized by riser main tube size . The riser pipe outer diameter and wall thickness
(or wall thickness range) for which the coupling is designed shall be documented.
4.1.3 Rated load
The rated loads listed in here provide a means of general classification of coupling models based on stress
magnitude caused by applied load. To qualify for a particular rated load, neither calculated nor measured
stresses in a coupling shall exceed the allowable stress limits of the coupling material when subjected to the
rated load. The allowable material stresses are established in 4.6.
The rated loads are as follows:
a) 2 220 kN (500 000 lbf);
b) 4 450 kN (1 000 000 lbf);
c) 5 560 kN (1 250 000 lbf);
d) 6 670 kN (1 500 000 lbf);
e) 8 900 kN (2 000 000 lbf);
f) 11 120 kN (2 500 000 lbf);
g) 13 350 kN (3 000 000 lbf);
h) 15 570 kN (3 500 000 lbf).
4 © ISO 2002 – All rights reserved

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ISO 13625:2002(E)
4.1.4 Stress amplification factor
The calculated SAF values for the coupling shall be documented at the pipe-to-coupling weld and at the
locations of highest stress in the pin and box. SAF is a function of pipe size, and wall thickness. It is calculated
as follows:
σ
LPA
K =
SAF
σ
NAS
where
σ is local peak alternating stress;
LPA
σ is nominal alternating stress in pipe.
NAS
4.1.5 Rated working pressure
Riser couplings shall be designed to provide a pressure seal between joints. The manufacturer shall
document the rated internal working pressure for the coupling design.
4.2 Riser loading
4.2.1 General
A drilling riser's ability to resist environmental loading depends primarily on tension. Environmental loading
includes the hydrodynamic forces of current and waves and the motions induced by the floating vessel's
dynamic response to waves and wind.
The determination of a riser's response to the environmental loading and determination of the mechanical
loads acting upon, and developed within, the riser require specialized computer modelling and analysis. (For
[2]
the general procedure used to determine riser system design loads and responses, see API RP 16Q .
Additional sources of applied load that are not included in the rated load may significantly affect the coupling
design and shall be included in design calculations.
4.2.2 Loads induced by choke and kill and auxiliary lines
Riser couplings typically provide support for choke and kill and auxiliary lines. This support constrains the lines
to approximate the curvature of the riser pipe. Loads can be induced on the coupling from pressure in the
lines, imposed deflections on the lines and the weight of the lines. The manufacturer shall document those
loads induced by choke and kill and auxiliary lines for which the coupling has been designed.
4.2.3 Loads induced by buoyancy
Riser couplings may provide support for buoyancy, which induces loads on the couplings. The manufacturer
shall document the buoyancy thrust loads for which the coupling has been designed.
4.2.4 Loads induced during handling
Temporary loads are induced by suspending the riser from the handling tool or spider or both. The
manufacturer shall document the riser handling loads for which the coupling is designed and how these loads
are applied.
4.3 Determination of stresses by analysis
Design of riser couplings for static loading (see 4.6) and determination of the stress amplification factors (see
4.7) require detailed knowledge of the stress distribution in the coupling. This information is acquired by finite
element analysis and subsequently validated by prototype strain gauge testing. A finite element analysis of the
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ISO 13625:2002(E)
riser coupling shall be performed and documented. The analysis shall provide accurate or conservative peak
stresses, and shall include any deleterious effects of loss of preload from wear, friction and manufacturing
tolerances. Suggestions for the analysis can be found in Annex A. The following shall be documented and
included in the analysis:
a) hardware and software used to perform the analysis;
b) grid size;
c) applied loads;
d) preload losses;
e) material considerations.
4.4 Stress distribution verification test
After completion of the design studies, a prototype (or multiple prototypes) of the riser coupling shall be tested
to verify the stress analysis. The testing has two primary objectives: to verify any assumptions which were
made about preloading, separation behaviour and friction coefficients, and to substantiate the analytical stress
predictions.
Strain gauge data shall be used to measure preload stresses as they relate to make-up load or displacement.
Friction coefficients shall be varied (including at least two values) in order to establish sensitivity.
The coupling design load shall be applied in order to verify any assumption made in the analysis regarding
separation.
Strain gauges shall be placed as near as physically possible to at least five of the most highly stressed
regions, as predicted by the finite element analyses performed in accordance with 4.3, and in five locations
away from stress concentrations. Rosettes shall be used. All strain gauge readings and the associated loading
conditions shall be recorded such that they may be retained as part of the coupling design documentation.
Normal design qualification tests may be performed simultaneously with this stress distribution verification
testing (see 8.2).
NOTE It is often difficult to acquire sufficient strain data to totally correlate with the analytical results. High-stress
areas may be inaccessible and are sometimes so small that a strain gauge gives an average rather than the peak value.
The testing serves to verify the pattern of strain in regions surrounding the critical points.
4.5 Coupling design load
The coupling design load represents the maximum load-carrying capacity of the coupling. The manufacturer
shall establish the design load for each coupling design, based on the methods and criteria given in this
International Standard. Neither calculated nor measured stresses in a coupling shall exceed the allowable
stress limits of the coupling material when subjected to the design load. The allowable material stresses are
established in 4.6. The coupling’s rated load (see 4.1.3) shall be less than or equal to the coupling’s design
load.
For simplicity, the design loading condition is taken to be axisymmetric tension. In using this simplification,
riser bending moment is converted to equivalent tension, T . The coupling design load can be specified
EQ
either as an axisymmetric tension of magnitude, T , or it may be considered to be any combination of
design
tension (T) and bending moment (M) so that
2
32td( −t)
Mc
o
TA+=T+M =T+T=T (2)
EQ design
44
I
dd−−(2t)
oo
6 © ISO 2002 – All rights reserved

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ISO 13625:2002(E)
where
c is the mean radius of riser pipe;
I is the moment of inertia of riser pipe;
A is the cross-sectional area of riser pipe;
d is the outside diameter of riser pipe;
o
t is the wall thickness of riser pipe.
Using this relationship, the maximum calculated riser pipe stress at the middle of the pipe wall caused by pure
bending is treated in the same manner as that caused by pure tension. To classify a particular coupling
design, only the axisymmetric tensile load (T ) case need be considered.
design
While the coupling design load provides a means of grouping coupling models regardless of manufacturer or
method of make-up, it does not include all loads affecting coupling design. Additional loads (see 4.2) shall also
be included in the evaluation of coupling designs.
4.6 Design for static loading
4.6.1 General
The design of a riser coupling for static loading requires that it support the design load and preload, if any,
while keeping the maximum cross-sectional stresses within specified allowable limits.
4.6.2 Riser coupling stresses
For all riser coupling components except bolts, stress levels shall be kept below the values provided in
Annex C.
For load-carrying bolts in bolted-flange couplings, the manufacturer shall document the design-allowable
stress levels in the bolts. Acceptance criteria for these bolt stresses shall be based on recognized codes and
standards.
4.7 Stress amplification factor
Field experience suggests that the most likely cause of a riser coupling failure is propagation of a fatigue crack
that has been initiated at a point of stress concentration. It is, therefore, incumbent upon the designer to
endeavour to minimize the conditions leading to the initiation and propagation of fatigue cracks. The SAF is
intended to provide the coupling user with information needed to estimate fatigue damage for a particular
application, without extensive fatigue testing of the coupling. The SAF is a function of the double amplitude
range of alternating stress.
It is important to note that the SAF value depends largely on the exhaustiveness of the finite element analysis
and the validity of assumptions in the analysis. Assumptions such as load distribution, the correctness of
preloading in field service and finite element size at critically stressed points necessitate individual evaluation
for each design case.
The following procedure shall be used for an individual coupling design:
a) select the rated load from 4.1.3;
b) perform finite element analysis in accordance with 4.3 to determine maximum equivalent combined
stresses for the loads
1) L = nominal preload plus 0,2 × rated load,
1
2) L = nominal preload plus 0,4 × rated load,
2
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3) L = nominal preload plus 0,6 × rated load,
3
4) L = nominal preload plus 0,8 × rated load,
4
5) L = minimum preload plus 0,2 × rated load,
5
6) L = minimum preload plus 0,4 × rated load,
6
7) L = minimum preload plus 0,6 × rated load, and
7
8) L = minimum preload plus 0,8 × rated load;
8
c) verify the finite element analysis by strain gauge test of prototype in accordance with 4.4;
d) identify high-stress points in the structure and the pipe–to–coupling weld. For each, record the local peak
stresses L to L (using von Mises' theory, explained in more detail in Annex C) for loading conditions L
1 8 1
to L ;
8
e) calculate the SAFs for the pin and for the box of the coupling. If SAF varies with load or preload,
document this variation.
4.8 Design documentation
For each size, model and service classification, the following documentation shall be retained by the
manufacturer for a period of at least ten years after the manufacture of the last unit of that size, model and
service classification:
a) design loads (tensile, bending, loads from auxiliary lines and others) in accordance with 4.2;
b) finite element analysis performed in accordance with 4.3;
c) results of tests performed in accordance with 4.4 and 8.2;
d) results of SAF and peak stress calculations in accordance with 4.7.
5 Material selection and welding
5.1 Material selection
5.1.1 General
Material selection for each component of the riser coupling shall include consideration of the type of loading,
the temperature range, the corrosive conditions, strength requirements, durability, toughness and the
consequences of failure. Documentation of these design parameters shall be retained by the riser system
manufacturer throughout the design life of the riser system. All materials used shall conform to a written
specification covering chemical composition, physical and mechanical properties, method and process of
manufacture, heat treatment, weldability, and quality control. Such written specification may be either a
published or manufacturer's proprietary document.
All materials for primary load-carrying components, including weld metals, shall be low alloy steels having
properties as represented by test coupons conforming to the specifications of 5.1.5. Test coupons shall be cut
from a separate or attached block, taken from the same heat and, when applicable, formed similarly and given
the same heat treatme
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 13625
Première édition
2002-12-01

Industries du pétrole et du gaz naturel —
Équipement de forage et de production —
Connecteurs de tubes prolongateurs
pour forages en mer
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production
equipment — Marine drilling riser couplings




Numéro de référence
ISO 13625:2002(F)
©
ISO 2002

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ISO 13625:2002F)

DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT


©  ISO 2002
Droits de reproduction réservés. Sauf indication contraire, 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, l’affichage sur l’internet ou sur un
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membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
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E-mail [e-mail]
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Version française parue en 2014
Publié en Suisse

ii © ISO 2002– Tous droits réservés

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ISO 13625:2002(F)
Sommaire Page
Avant-propos . iv
Introduction . v
1  Domaine d'application . 1
2  Références normatives . 1
3  Termes, définitions et abréviations . 2
3.1  Termes et définitions . 2
3.2  Abréviations . 4
4  Conception . 4
4.1  Classifications de service . 4
4.2  Charges s'exerçant sur le tube prolongateur . 5
4.3  Détermination des contraintes par analyse . 6
4.4  Essai de vérification de la répartition des contraintes . 6
4.5  Charge de calcul du connecteur . 7
4.6  Conception pour charge statique . 8
4.7  Coefficient d’amplification des contraintes . 8
4.8  Documents de conception . 9
5  Choix des matériaux et soudage . 9
5.1  Choix des matériaux . 9
5.2  Soudage . 11
6  Dimensions et poids . 12
6.1  Dimensions des connecteurs . 12
6.2  Poids des connecteurs . 13
7  Contrôle de la qualité . 13
7.1  Généralités . 13
7.2  Conformité des matières premières . 13
7.3  Conformité de la fabrication . 14
8  Essais . 17
8.1  Objectif . 17
8.2  Essais de qualification de la conception . 17
9  Marquage . 18
9.1  Estampage . 18
9.2  Informations requises . 18
10  Manuels d'exploitation et de maintenance . 18
10.1  Généralités . 18
10.2  Description de l'équipement . 19
10.3  Lignes directrices concernant l'utilisation du connecteur . 19
10.4  Instructions de maintenance . 19
Annexe A (informative) Analyse des contraintes . 20
Annexe B (informative) Essais de qualification facultatifs . 21
Annexe C (normative) Conception pour charge statique . 22
Bibliographie . 28

© ISO 2002 – Tous droits réservés iii

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ISO 13625:2002(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 13625 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.
La présente version française de l’ISO 13625:2002 correspond à la version anglaise corrigée du 2003-06-15.
iv © ISO 2002 – Tous droits réservés

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ISO 13625:2002(F)
Introduction
1) [1]
La présente Norme internationale est fondée sur la Spécification API 16R, première édition, janvier 1997 .
Nous attirons l’attention des utilisateurs de la présente Norme internationale sur le fait que certaines
applications peuvent répondre à d'autres exigences ou à des exigences différentes. La présente Norme
internationale n'a pas pour intention d'empêcher un vendeur de proposer, ou un acheteur d'accepter, des
équipements ou des solutions techniques différents pour une application particulière. Cela peut notamment
s'appliquer dans le cas d'une technologie innovante ou en cours de développement. Lorsqu'une alternative
est proposée, le vendeur doit identifier tout écart par rapport à la présente Norme internationale et en fournir
les détails.


1)
American Petroleum Institute (Institut américain du pétrole), 1220 L Street NW, Washington, D.C. 20005, États-Unis.
© ISO 2002 – Tous droits réservés v

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NORME INTERNATIONALE ISO 13625:2002(F)

Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage
et de production — Connecteurs de tubes prolongateurs pour
forages en mer
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale spécifie les exigences et donne des recommandations concernant la
conception, les caractéristiques nominales, la fabrication et les essais des connecteurs de tubes
prolongateurs pour forage en mer. Des capacités nominales de connecteurs sont établies pour permettre le
regroupement de modèles de connecteurs selon les contraintes maximales développées sous des niveaux de
charge spécifiques, quel que soit le fabricant ou la méthode d’assemblage. La présente Norme internationale
est directement liée à l'API RP 16Q qui fournit des lignes directrices concernant la conception, le choix et
l'exploitation du système de tubes prolongateurs pour forage en mer dans son ensemble.
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 148, Acier — Essai de résilience Charpy (entaille en V)
ISO 6506-1, Matériaux métalliques — Essai de dureté Brinell — Partie 1 : Méthode d'essai
ISO 6507-1, Matériaux métalliques — Essai de dureté Vickers — Partie 1 : Méthode d'essai
ISO 6508-1, Matériaux métalliques — Essai de dureté Rockwell — Partie 1 : Méthode d'essai (échelles A, B,
C, D, E, F, G, H, K, N, T)
ISO 6892, Matériaux métalliques — Essai de traction à température ambiante
ISO 10423:2001, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production —
Équipement pour têtes de puits et arbre de Noël
2)
ASME , Boiler and Pressure Vessel Code, Section V
ASME, Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII
3)
ASTM E 94, Standard Guide for Radiographic Examination
ASTM E 165, Standard Test Method for Liquid Penetrant Examination
ASTM E 709, Standard Guide for Magnetic Particle Examination
ASTM E 747, Standard Practice for Design, Manufacture and Material Grouping Classification of Wire Image
Quality Indicators (IQI) Used for Radiology

2)
American Society of Mechanical Engineers, 1950 Stemmons Freeway, Dallas, Texas 75207, États-Unis.
3)
American Society of Testing and Materials, 1916 Race Street, Philadelphia, Pennsylvania 19103-1187, États-Unis.
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1

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3 Termes, définitions et abréviations
3.1 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
NOTE Une liste exhaustive de définitions se rapportant aux systèmes de tubes prolongateurs pour forage en mer est
[2]
donnée dans l'API RP 16Q .
3.1.1
ligne auxiliaire
conduit externe (à l'exclusion des lignes de contrôle et d’injection) disposé parallèlement au corps du tube
prolongateur pour permettre l'écoulement d'un fluide
EXEMPLE Conduite hydraulique du système de commande, ligne de contrôle de flottabilité, ligne de gavage pour
boue de forage.
3.1.2
connecteur à baïonnette
connecteur qui est assemblé et verrouillé par rotation partielle d'un élément sur un autre dans un système de
verrouillage
3.1.3
éléments de flottabilité
dispositifs ajoutés aux raccords de tubes prolongateurs pour réduire leur poids en immersion
3.1.4
lignes de contrôle et d’injection
lignes C&K
conduits externes, disposés parallèlement au tube prolongateur, utilisés pour la circulation de fluides destinés
à contrôler la pression dans le puits
NOTE Les lignes de contrôle et d’injection sont les éléments principaux de contrôle de pression.
3.1.5
connecteur à douille de serrage
connecteur comportant un élément cylindrique à encoche s’emboitant dans les parties à assembler
3.1.6
connecteur à chiens
connecteur comportant des chiens qui agissent comme des coins actionnés mécaniquement pour assembler
les embouts mâle et femelle
3.1.7
connexion par brides
connexion joignant deux brides par des boulons
3.1.8
indication
signe visuel de fissures, piqûres ou autres anomalies, observé au cours d'un contrôle par ressuage ou par
magnétoscopie
3.1.8.1
indication linéaire
indication dont la longueur est supérieure ou égale au triple de la largeur
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3.1.8.2
indication pertinente
toute indication dont la plus grande dimension est supérieure à 1,6 mm (1/16 in)
3.1.8.3
indication arrondie
indication circulaire ou elliptique dont la longueur est inférieure au triple de la largeur
3.1.9
connecteur de tube prolongateur
équipement permettant de connecter et déconnecter rapidement des joints de tube prolongateur
NOTE L’embout mâle ou femelle du connecteur (selon le type de conception) permet de transmettre les charges
exercées par le tube prolongateur suspendu à l’élévateur à coin pendant la descente ou la récupération de ce dernier. Le
connecteur peut également servir de support aux lignes de contrôle et d’injection et aux conduites auxiliaires, et résister
aux contraintes dues aux éléments de flottabilité.
3.1.10
tube prolongateur pour forage en mer
conduit tubulaire servant d'extension du puits de forage entre l'équipement de contrôle du puits sur la tête de
puits au niveau du fond marin et l'appareil de forage flottant
3.1.11
précharge
charge de compression développée entre les embouts mâle et femelle au niveau de leur interface ; elle est
obtenue par une déformation élastique induite pendant l’assemblage de la connexion
3.1.12
charge nominale
condition de charge nominale appliquée utilisée lors de la conception, de l'analyse et des essais du
connecteur, fondée sur la charge maximale prévue en service
NOTE Sous la charge nominale de service, aucune contrainte transversale moyenne dans le connecteur de tube
prolongateur ne dépasse les limites admissibles établies dans la présente Norme internationale.
3.1.13
connecteur femelle du tube prolongateur
élément d'accouplement femelle
3.1.14
longueur simple de tube prolongateur
tronçon de tube prolongateur dont les extrémités sont munies d’embouts mâle et, comportant généralement
des lignes de contrôle et d’injection et des conduites auxiliaires
3.1.15
corps du tube prolongateur
tube à partir duquel sont fabriquées les joints de tube prolongateur
3.1.16
connecteur mâle du tube prolongateur
élément d'accouplement mâle
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3

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3.1.17
coefficient d’amplification des contraintes
SAF
K
SAF
coefficient égal à la contrainte alternée locale maximale dans un composant (y compris les soudures) divisée
par la contrainte alternée nominale dans la paroi du tube au niveau du composant
NOTE Ce coefficient permet de tenir compte de l'augmentation des contraintes due aux amplificateurs géométriques
de contrainte apparaissant dans les composants du tube prolongateur.
3.1.18
connexion filetée
connexion ayant des éléments filetés permettant un assemblage correct
3.2 Abréviations
Les abréviations suivantes sont utilisées dans la présente Norme internationale.
BOP Bloc d'obturation de puits
C&K Lignes de contrôle et d’injection
LP Contrôle par ressuage
MP Contrôle par magnétoscopie
CND Contrôle non destructif
QTC Coupon d'essai qualifié
SAF Coefficient d'amplification des contraintes
4 Conception
4.1 Classifications de service
4.1.1 Informations relatives à la conception
Le fabricant de connecteurs doit fournir des informations relatives à la conception pour chaque dimension et
modèle de connecteur, ces informations définissant la capacité de charge nominale. Ces données doivent
être basée sur la charge de calcul (voir 4.5) et vérifiées par des essais (voir 8.2).
4.1.2 Dimension
Les connecteurs de tube prolongateur sont classés en fonction de la dimension principale du tube. Le
diamètre extérieur et l'épaisseur de paroi (ou la gamme d'épaisseur de paroi) du tube prolongateur pour
lesquels le connecteur est conçu doivent être documentés.
4.1.3 Charge nominale
Les charges nominales indiquées ci-après permettent une classification générale des modèles de connecteur
basée sur l'amplitude des contraintes engendrées par la charge appliquée. Pour être qualifié pour une charge
nominale donnée, ni les contraintes calculées ni celles mesurées dans un connecteur ne doivent dépasser les
limites de contraintes admissibles du matériau du connecteur lorsque celui-ci est soumis à la charge
nominale. Les contraintes admissibles des matériaux sont établies en 4.6.
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Les charges nominales sont les suivantes :
a) 2 220 kN (500 000 lbf) ;
b) 4 450 kN (1 000 000 lbf) ;
c) 5 560 kN (1 250 000 lbf) ;
d) 6 670 kN (1 500 000 lbf) ;
e) 8 900 kN (2 000 000 lbf) ;
f) 11 120 kN (2 500 000 lbf) ;
g) 13 350 kN (3 000 000 lbf) ;
h) 15 570 kN (3 500 000 lbf).
4.1.4 Coefficient d’amplification des contraintes
Les valeurs calculées du coefficient d'amplification des contraintes (SAF) du connecteur doivent être
documentées au niveau de la soudure entre le tube et le connecteur et aux emplacements subissant la
contrainte la plus élevée dans les filetages femelle et mâle. Le coefficient SAF dépend de la dimension et de
l'épaisseur de paroi du tube. Il est calculé de la manière suivante :

LPA
K 
SAF

NAS
où
 est la contrainte alternée locale maximale ;
LPA
 est la contrainte alternée nominale dans le tube.
NAS
4.1.5 Pression de service nominale
Les connecteurs de tube prolongateur doivent être conçus pour assurer l'étanchéité à la pression entre les
joints. Le fabricant doit documenter la pression interne de service nominale pour la conception du connecteur.
4.2 Charges s'exerçant sur le tube prolongateur
4.2.1 Généralités
L'aptitude d'un tube prolongateur de forage à résister aux charges liées à l'environnement dépend
principalement de la traction. Les charges liées à l'environnement comprennent les forces hydrodynamiques
du courant et des vagues et les mouvements induits par les réponses dynamiques du support flottant aux
vagues et au vent.
La détermination de la réponse d'un tube prolongateur aux charges liées à l'environnement et la détermination
des charges mécaniques s'exerçant sur le tube prolongateur et se développant à l'intérieur de celui-ci,
nécessitent une modélisation informatique et une analyse spécialisées. (Pour la procédure générale utilisée
pour déterminer les charges de calcul et les réactions d'un système de tube prolongateur, voir
[2]
l'API RP 16Q ).
D'autres sources de charge appliquée qui ne sont pas incluses dans la charge nominale peuvent avoir une
incidence significative sur la conception du connecteur et doivent être incluses dans les calculs de conception.
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4.2.2 Charges induites par les lignes de contrôle et d’injection et les lignes auxiliaires
Les connecteurs de tube prolongateur servent généralement de support aux lignes de contrôle et d’injection et
aux lignes auxiliaires. Ce support contraint les lignes à épouser approximativement la courbure du tube
prolongateur. Des charges peuvent être induites sur le connecteur du fait de la pression dans les lignes, des
fléchissements imposés aux lignes et du poids des lignes. Le fabricant doit documenter les charges induites
par les lignes de contrôle et d’injection et les lignes auxiliaires pour lesquelles le connecteur a été conçu.
4.2.3 Charges induites par les éléments de flottabilité
Les connecteurs de tube prolongateur peuvent servir de support aux éléments de flottabilité, ce qui induit des
charges sur les connecteurs. Le fabricant doit documenter la poussée des éléments de flottabilité pour
laquelle le connecteur a été conçu.
4.2.4 Charges induites pendant la manutention
Des charges temporaires sont induites lorsque le tube prolongateur est suspendu à un outil de manutention
et/ou à un élévateur à coin. Le fabricant doit documenter les charges induites par la manutention du tube
prolongateur pour lesquelles le connecteur est conçu ainsi que la manière dont ces charges sont appliquées.
4.3 Détermination des contraintes par analyse
La conception des connecteurs de tube prolongateur pour une charge statique (voir 4.6) et la détermination
des coefficients d'amplification des contraintes (voir 4.7) nécessitent une connaissance détaillée de la
répartition des contraintes dans le connecteur. Ces informations sont obtenues par une analyse par éléments
finis, puis validées par des essais de contrainte sur prototype. Une analyse par éléments finis du connecteur
de tube prolongateur doit être réalisée et documentée. L'analyse doit fournir les contraintes maximales
exactes ou conservatives et doit inclure tous les effets nuisibles liés à la perte de précharge due à l'usure, le
frottement et les tolérances de fabrication. Des suggestions pour l'analyse sont données à l'Annexe A. Les
éléments suivants doivent être documentés et inclus dans l'analyse :
a) matériel et logiciel utilisés pour réaliser l'analyse ;
b) dimensions de la grille ;
c) charges appliquées ;
d) pertes de précharge ;
e) considérations relatives aux matériaux.
4.4 Essai de vérification de la répartition des contraintes
Au terme des études de conception, un prototype (ou plusieurs prototypes) du connecteur de tube
prolongateur doit être soumis à essai pour vérifier l'analyse des contraintes. Les essais ont deux objectifs
principaux : vérifier toutes les hypothèses faites concernant la précharge, le comportement à la séparation et
les coefficients de frottement, et prouver le bien-fondé des prédictions analytiques de contraintes.
Les données des jauges de contrainte doivent être utilisées pour mesurer les contraintes de précharge car
elles sont liées à l'effort de vissage ou au déplacement. Il est nécessaire de faire varier les coefficients de
frottement (au moins deux valeurs) pour déterminer la sensibilité.
La charge de calcul du connecteur doit être appliquée afin de vérifier toutes les hypothèses faites lors de
l'analyse en ce qui concerne la séparation.
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Les jauges de contrainte doivent être placées physiquement aussi près que possible d'au moins cinq des
zones les plus sollicitées, telles que prédites par les analyses par éléments finis réalisées conformément
à 4.3, et à cinq emplacements situés à distance des concentrations de contraintes. Des rosettes doivent être
utilisées. Toutes les indications des jauges de contrainte et les conditions de charge associées doivent être
enregistrées de manière à pouvoir être conservées dans le cadre de la documentation de conception du
connecteur.
Des essais normaux de qualification de la conception peuvent être réalisés en même temps que ces essais
de vérification de la répartition des contraintes (voir 8.2).
NOTE Il est souvent difficile d'obtenir suffisamment de données de contrainte pour établir une corrélation totale avec
les résultats d'analyse. Les zones fortement sollicitées peuvent être inaccessibles et sont parfois si petites qu'une jauge
de contrainte donne une valeur moyenne plutôt que la valeur maximale. Les essais servent à vérifier le profil de contrainte
dans les zones entourant les points critiques.
4.5 Charge de calcul du connecteur
La charge de calcul du connecteur représente la capacité de charge maximale du connecteur. Le fabricant
doit déterminer la charge de calcul pour chaque conception de connecteur, sur la base des méthodes et des
critères indiqués dans la présente Norme internationale. Ni les contraintes calculées ni celles mesurées dans
un connecteur ne doivent dépasser les limites de contraintes admissibles du matériau du connecteur lorsque
celui-ci est soumis à la charge de calcul. Les contraintes admissibles des matériaux sont établies en 4.6. La
charge nominale du connecteur (voir 4.1.3) doit être inférieure ou égale à la charge de calcul du connecteur.
Pour simplifier, la condition de charge de calcul est considérée comme étant une traction axisymétrique. En
utilisant cette simplification, le moment de flexion du tube prolongateur est converti en une traction
équivalente, T . La charge de calcul du connecteur peut être spécifiée comme une traction axisymétrique
EQ
d'amplitude T , ou peut être considérée comme étant toute combinaison d'une traction (T) et d'un moment
calcul
de flexion (M) de telle sorte que :
2
32td  t
Mc
o
T A T M  T T  T (2)
EQ calcul
4
4
I
d d  2t
o o
où :
c est le rayon moyen du tube prolongateur ;
I est le moment d'inertie du tube prolongateur ;
A est la section du tube prolongateur ;
d est le diamètre extérieur du tube prolongateur ;
o
t est l'épaisseur de paroi du tube prolongateur.
En utilisant cette relation, la contrainte maximale calculée du tube prolongateur au milieu de la paroi du tube,
provoquée par une flexion pure, est traitée de la même manière que la contrainte provoquée par une traction
pure. Pour classer une conception particulière de connecteur, seul le cas d'un effort de traction axisymétrique
(T ) doit être considéré.
calcul
Bien que la charge de calcul du connecteur fournisse un moyen de regrouper des modèles de connecteur,
quel que soit le fabricant ou la méthode de vissage, elle n'inclut pas toutes les charges ayant une incidence
sur la conception du connecteur. Des charges supplémentaires (voir 4.2) doivent également être incluses
dans l'évaluation des conceptions de connecteur.
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4.6 Conception pour charge statique
4.6.1 Généralités
La conception d'un connecteur de tube prolongateur pour charge statique exige qu'il supporte la charge de
calcul et la précharge, le cas échéant, tout en maintenant les contraintes transversales maximales dans les
limites admissibles spécifiées.
4.6.2 Contraintes sur un connecteur de tube prolongateur
Pour tous les composants d'un connecteur de tube prolongateur, à l'exception des boulons, les niveaux de
contrainte doivent être maintenus au-dessous des valeurs indiquées à l'Annexe C.
Pour les boulons des connecteurs à brides boulonnées supportant les efforts, le fabricant doit documenter les
niveaux de contraintes admissibles de calcul dans les boulons. Les critères d'acceptation de ces contraintes
dans les boulons doivent être fondés sur des codes et normes reconnus.
4.7 Coefficient d’amplification des contraintes
L'expérience de chantier laisse à penser que la cause la plus probable de défaillance d'un connecteur de tube
prolongateur est la propagation d'une fissure de fatigue qui s'est amorcée au niveau d'un point de
concentration de contraintes. Il appartient donc au concepteur de s'efforcer de réduire au minimum les
conditions conduisant à l'amorçage et à la propagation de fissures de fatigue. Le coefficient SAF est destiné à
fournir à l'utilisateur du connec
...