ISO 16530-1:2017
(Main)Petroleum and natural gas industries — Well integrity — Part 1: Life cycle governance
Petroleum and natural gas industries — Well integrity — Part 1: Life cycle governance
ISO 16530-1:2017 is applicable to all wells that are operated by the petroleum and natural gas industry. This document is applicable to any well, or group of wells, regardless of their age, location (including onshore, subsea and offshore wells) or type (e.g. naturally flowing, artificial lift, injection wells). ISO 16530-1:2017 is intended to assist the petroleum and natural gas industry to effectively manage well integrity during the well life cycle by providing: - minimum requirements to ensure management of well integrity; and - recommendations and techniques that well operators can apply in a scalable manner based on a well's specific risk characteristics. Assuring well integrity comprises two main building blocks: the first is to ensure well integrity during well design and construction, and the second is to manage well integrity throughout the remaining well life thereafter. This document addresses each stage of the well life cycle, as defined by the six phases in a) to f), and describes the deliverables between each phase within a Well Integrity Management system. a) The "Basis of Design Phase" identifies the probable safety and environmental exposure to surface and subsurface hazards and risks that can be encountered during the well life cycle. Once identified, these hazards and risks are assessed such that control methods of design and operation can be developed in subsequent phases of the well life cycle. b) The "Design Phase" identifies the controls that are to be incorporated into the well design, such that appropriate barriers can be established to manage the identified safety and environmental hazards. The design addresses the expected, or forecasted, changes during the well life cycle and ensures that the required barriers in the well's design are based on risk exposure to people and the environment. c) The "Construction Phase" defines the required or recommended elements to be constructed (including rework/repair) and verification tasks to be performed in order to achieve the intended design. It addresses any variations from the design which require a revalidation against the identified hazards and risks. d) The "Operational Phase" defines the requirements or recommendations and methods for managing well integrity during operation. e) The "Intervention Phase" (including work-over) defines the minimum requirements or recommendations for assessing well barriers prior to, and after, any well intervention that involves breaking the established well barrier containment system. f) The "Abandonment Phase" defines the requirements or recommendations for permanently abandoning a well. The six phases of the well life cycle, as defined in this Scope, and their interrelationships, are illustrated in Figure 1 in the Introduction. ISO 16530-1:2017 is not applicable to well control. Well control refers to activities implemented to prevent or mitigate unintentional release of formation fluids from the well to its surroundings during drilling, completion, intervention and well abandonment operations, and involves dynamic elements, i.e. BOPs, mud pumps, mud systems, etc. ISO 16530-1:2017 is not applicable to wellbore integrity, sometimes referred to as "borehole stability". Wellbore integrity is the capacity of the drilled open hole to maintain its shape and remain intact after having been drilled.
Industrie du pétrole et du gaz naturel — Intégrité du puits — Partie 1: Gouvernance du cycle de vie
L'ISO 16530-1:2017 s'applique à tous les puits exploités par l'industrie du pétrole et du gaz naturel. Le présent document s'applique à tout puits ou groupe de puits, indépendamment de son âge, de sa localisation (y compris puits terrestre, sous-marin et en mer) ou de son type (par exemple: puits à écoulement naturel, en activation ou injection). L'ISO 16530-1:2017 a pour objet d'aider l'industrie du pétrole et du gaz naturel à gérer efficacement l'intégrité du puits pendant son cycle de vie en fournissant: - les exigences minimales auxquelles satisfaire pour assurer la gestion de l'intégrité du puits; et - les recommandations et les techniques que les exploitants de puits peuvent appliquer de manière évolutive, en fonction des caractéristiques de risque spécifiques d'un puits. L'assurance de l'intégrité du puits repose sur deux composantes principales: premièrement, assurer l'intégrité du puits pendant sa conception et sa construction et, deuxièmement, gérer par la suite l'intégrité du puits pendant sa durée de vie restante. L'ISO 16530-1:2017 traite de chaque étape du cycle de vie du puits, telle que définie par les six phases a) à f), et décrit les livrables requis entre chaque phase dans le cadre d'un système de gestion de l'intégrité du puits: a) La «Phase de base de conception» identifie les expositions probables, ayant une incidence sur la sécurité et l'environnement, aux phénomènes dangereux et risques en surface et subsurface pouvant être rencontrés pendant le cycle de vie du puits. Une fois identifiés, ces phénomènes dangereux et risques sont évalués de sorte que des méthodes de contrôle de la conception et de l'exploitation puissent être mises au point dans les phases suivantes du cycle de vie du puits. b) La «Phase de conception» identifie les mesures de contrôle à intégrer à la conception du puits, de manière à pouvoir établir des barrières appropriées pour gérer les phénomènes dangereux identifiés relatifs à la sécurité et à l'environnement. La conception traite des changements attendus ou prévus pendant le cycle de vie du puits et assure que les barrières nécessaires dans la conception du puits sont basées sur l'exposition au risque des personnes et de l'environnement. c) La «Phase de construction» définit les éléments qu'il est nécessaire ou recommandé de construire (y compris reprise/réparation) ainsi que les activités de vérification qu'il faut réaliser afin d'obtenir la conception désirée. Elle traite des changements dans la conception qui nécessitent une revalidation en fonction des phénomènes dangereux et risques identifiés. d) La «Phase d'exploitation» définit les exigences ou recommandations et les méthodes concernant la gestion de l'intégrité du puits pendant son exploitation. e) La «Phase d'intervention» (y compris reconditionnement) définit les exigences minimales ou les recommandations concernant l'évaluation des barrières du puits avant et après une intervention sur le puits nécessitant la rupture du système de confinement constitué par les barrières du puits. f) La «Phase d'abandon» définit les exigences ou les recommandations relatives à l'abandon définitif d'un puits. Les six phases du cycle de vie du puits, telles que définies dans le présent article «Domaine d'application», et leurs interrelations sont illustrées à la Figure 1de l'Introduction. L'ISO 16530-1:2017 n'est pas applicable au contrôle du puits. Le contrôle du puits désigne les activités mises en place pour prévenir ou atténuer la libération involontaire, par le puits, de fluides et gaz de formation dans le milieu environnant pendant les opérations de forage, de complétion, d'intervention et d'abandon de puits; il fait intervenir des éléments dynamiques tels que des blocs obturateurs de puits, des pompes à boue, des circuits de boue, etc. L'ISO 16530-1:2017 n'est pas applicable à l'intégrité du puits, parfois appelée «stabilité du puits». L'intégrité du puits désigne la capacité du trou foré non tubé à garder sa forme et
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 16530-1
First edition
2017-03
Petroleum and natural gas
industries — Well integrity —
Part 1:
Life cycle governance
Pétrole et industries du gaz naturel — Intégrité du puits —
Partie 1: Gouvernance du cycle de vie
Reference number
©
ISO 2017
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ii © ISO 2017 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .vii
Introduction .viii
1 Scope . 1
2 Normative references . 2
3 Terms and definitions . 2
4 Abbreviated terms .10
5 Common elements of the well integrity life cycle .11
5.1 General .11
5.2 Well integrity .11
5.3 Well integrity policy .12
5.4 Well integrity management system.12
5.5 Risk assessment .12
5.5.1 General.12
5.5.2 Risk register .13
5.5.3 Well type risk profile .14
5.6 Organizational structure and tasks .14
5.7 Barriers .14
5.7.1 General.14
5.7.2 Barrier philosophy .15
5.7.3 Well barriers .15
5.7.4 Operational barriers .17
5.7.5 Human barriers .17
5.7.6 Administrative controls .17
5.7.7 Impact barriers .18
5.8 Performance standards for equipment .18
5.8.1 General.18
5.8.2 Well operating limits .18
5.9 Well barrier verification .19
5.9.1 General.19
5.9.2 Function testing .19
5.9.3 Barrier verification testing .19
5.9.4 Direction of flow .20
5.9.5 Effects of temperature . .21
5.9.6 Modelling verification .21
5.10 Reporting and documentation .21
5.10.1 General.21
5.10.2 Well integrity status reporting.21
5.10.3 Well life cycle phase deliverables .22
5.10.4 Well handover process . .23
5.11 Management of change .23
5.11.1 General.23
5.11.2 MOC process .23
5.11.3 Dispensation from the WIMS .24
5.12 Continuous improvement .24
5.12.1 General.24
5.12.2 Key performance indicator monitoring .24
5.12.3 Lessons learned .25
5.13 Auditing .25
5.13.1 General.25
5.13.2 Audit process .25
6 Basis of design phase .25
6.1 Basis of design phase objectives .25
6.2 Organizational structure and tasks .26
6.3 Well barriers .27
6.4 Hazard identification and assessment .27
6.5 Well integrity considerations for the basis of design.28
6.5.1 General information to be provided .28
6.5.2 Well objectives and life cycle .28
6.5.3 Inflow requirements .28
6.5.4 Outflow requirements .29
6.5.5 Well location and targets .29
6.5.6 Prognoses regarding geological formations, pore pressure, formation
strength and temperature .29
6.5.7 Data acquisition requirements .29
6.5.8 Other considerations for well integrity .30
6.5.9 Production and injection characteristics affecting well integrity through
the life cycle .30
6.6 Quality assurance and approval process .30
6.7 Deliverables .30
7 Well design phase .31
7.1 Well design phase objectives .31
7.2 Organizational structure and tasks .31
7.3 Risk controls in well design .32
7.3.1 Risk register .32
7.3.2 Lessons learned .33
7.3.3 Well life cycle risk considerations .33
7.3.4 Additional considerations during well design .34
7.4 Well barriers .36
7.4.1 General.36
7.4.2 Well barrier plan .36
7.4.3 WBE design performance standards .37
7.4.4 Verification of the final well barrier .38
7.4.5 Emergency shutdown related safety systems .38
7.5 Well operating limits .39
7.6 Contingency planning for well construction .39
7.7 Surveillance and monitoring requirements .39
7.8 Well design deliverables, reporting and documentation .40
8 Well construction phase .40
8.1 Well construction phase objectives .40
8.2 Organizational structure and tasks .41
8.3 Well programme .42
8.4 Well barrier schematic .42
8.5 Barrier verification .42
8.5.1 General.42
8.5.2 Wellhead movement and fatigue.42
8.5.3 Cement .43
8.5.4 Casing shoe testing.43
8.5.5 Wellhead seal profile .44
8.5.6 Tubular connections .44
8.5.7 Casing wear .44
8.6 Risk identification and assessment .44
8.7 Management of change .44
8.7.1 Potential changes to the well plan .44
8.7.2 Suspended well considerations .45
8.8 Deliverables (reporting and documentation) .45
8.8.1 Well handover information .45
8.8.2 Risk register .46
8.9 Continuous improvement .46
9 Well operational phase .46
iv © ISO 2017 – All rights reserved
9.1 Well operational phase objectives .46
9.2 Organizational structure and tasks .47
9.3 Well barriers .47
9.3.1 General.47
9.3.2 Performance standards .47
9.3.3 Leak rates .48
9.4 Well monitoring and surveillance.51
9.4.1 General.51
9.4.2 Monitoring and surveillance frequency .51
9.4.3 Well operating limits .52
9.4.4 Suspended and shut-in wells .53
9.4.5 Visual inspection .53
9.4.6 Well logging .53
9.4.7 Corrosion monitoring .53
9.4.8 Corrosion monitoring and prevention – external.54
9.4.9 Erosion monitoring . .54
9.4.10 Structural integrity monitoring .54
9.4.11 Well elevation monitoring .55
9.4.12 Reservoir subsidence .56
9.5 Annulus pressure management .56
9.5.1 Management considerations .56
9.5.2 Sources of annulus pressure .56
9.5.3 Annulus pressure monitoring and testing .57
9.5.4 Frequency of monitoring tubing and annulus casing pressures .58
9.5.5 Investigation of annulus pressure.58
9.5.6 Maximum allowable annulus surface pressure .59
9.5.7 Maintaining annulus pressure within the thresholds . .61
9.5.8 Review and change of MAASP and thresholds .61
9.6 Well maintenance .62
9.6.1 General.62
9.6.2 Replacement parts.63
9.6.3 Frequency of maintenance .63
9.6.4 Component testing methods .64
9.7 Risk assessment of well integrity failure and its management .64
9.7.1 General.64
9.7.2 Integrity failure ranking and prioritization .64
9.7.3 Well failure model .64
9.8 Reporting and documentation .65
9.9 Periodic well review .66
9.9.1 Well use review .66
9.9.2 End of well life review .66
9.10 Change of well use .67
9.11 Well stock performance review .67
9.12 Continuous improvement .69
10 Well intervention phase .69
10.1 Well intervention phase objectives .69
10.2 Organizational structure and tasks .70
10.3 Well handover .71
10.4 Well intervention programme .71
10.5 Well barriers .71
10.5.1 General.71
10.5.2 Well barrier plans .72
10.5.3 Well barrier qualification .72
10.5.4 Well barrier verification .72
10.5.5 Well operating limits .72
10.6 Risk management .72
10.7 Management of change .73
10.8 Deliverables (documentation and reports) .73
11 Well abandonment phase .73
11.1 Well abandonment phase objectives .73
11.2 Organizational structure and tasks .74
11.3 Well abandonment programme .75
11.4 Well barriers for abandonment .75
11.4.1 General.75
11.4.2 Well barrier material selection and qualification .76
11.4.3 Well barrier placement, configuration and redundancy .76
11.4.4 Well barrier verification .76
11.4.5 Reference documents for well abandonment barriers .76
11.5 Risk management .77
11.6 Management of change .77
11.7 Deliverables (documentation and reports) .77
Annex A (informative) Risk assessment techniques .79
Annex B (informative) Risk register .82
Annex C (informative) Example of well integrity roles and responsibilities chart .85
Annex D (informative) Example of a well integrity competence matrix .86
Annex E (informative) Examples of well barrier elements, functions and failure characteristics .88
Annex F (informative) Examples of well barriers during the well life cycle and a well
barrier schematic .91
Annex G (informative) Example of performance standard for well barrier elements .96
Annex H (informative) Function testing by analysing hydraulic signature .98
Annex I (informative) Determination of leak rate .100
Annex J (informative) Well handover .104
Annex K (informative) Examples of key performance indicators .106
Annex L (informative) Example of hazard identification checklist .107
Annex M (informative) Example plot of pore pressure versus formation strength .108
Annex N (informative) Well barrier element performance requirements .109
Annex O (informative) Example of leak testing of gas-lift valves .110
Annex P (informative) Example of well operating limits.112
Annex Q (informative) Example of possible well leak paths .114
Annex R (informative) MAASP calculations .115
Annex S (informative) Example of a change in MAASP calculations .121
Bibliography .123
vi © ISO 2017 – 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.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/ directives).
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. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www .iso .org/ patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO’s adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT) see the following
URL: w w w . i s o .org/ iso/ foreword .html.
This document 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.
A list of all parts in the ISO 16530 series can be found on the ISO website.
Introduction
This document has been developed by oil and gas producing operating companies and is intended
for use in the petroleum and natural gas industries worldwide. This document is intended to provide
guidance to the well operator on managing well integrity throughout the well life cycle. Furthermore,
this document addresses the minimum compliance requirements for the well operator in order to claim
conformity with this document.
It is necessary that users of this document are aware that requirements over and above those outlined
herein may be needed for individual applications.
This document addresses the process of managing well integrity during each of the well life cycle
phases, namely: basis of design; design; construction; operation; intervention (including work-over)
and abandonment.
The following terminology, in line with ISO/IEC Directives, is used in this document:
a) The term “shall” denotes a minimum requirement in order to conform to this document.
b) The term “should” denotes a recommendation or that which is advised but not required in order to
conform to this document.
c) The term “may” is used to indicate a course of action permissible within the limits of this document.
d) The term “can” is used to express possibility or capability.
In addition, the term “consider” is used to indicate a suggestion or to advise.
The phases of a well life cycle have separate and distinct requirements for achieving well integrity
management objectives, but all phases have common elements and techniques. Clause 5 discusses these
common elements and techniques. Clauses 6 to 11 discuss each individual phase and its requirements.
Additionally, each clause highlights the aspects to be considered within the common elements and
techniques as applicable to that phase.
Figure 1 summarizes the elements which are common among phases, and the relation between the phases.
Figure 1 — Elements common to the phases of well integrity management
viii © ISO 2017 – All rights reserved
INTERNATIONAL STANDARD ISO 16530-1:2017(E)
Petroleum and natural gas industries — Well integrity —
Part 1:
Life cycle governance
1 Scope
This document is applicable to all wells that are operated by the petroleum and natural gas industry.
This document is applicable to any well, or group of wells, regardless of their age, location (including
onshore, subsea and offshore wells) or type (e.g. naturally flowing, artificial lift, injection wells).
This document is intended to assist the petroleum and natural gas industry to effectively manage well
integrity during the well life cycle by providing:
— minimum requirements to ensure management of well integrity; and
— recommendations and techniques that well operators can apply in a scalable manner based on a
well’s specific risk characteristics.
Assuring well integrity comprises two main building blocks: the first is to ensure well integrity during
well design and construction, and the second is to manage well integrity throughout the remaining well
life thereafter.
This document addresses each stage of the well life cycle, as defined by the six phases in a) to f), and
describes the deliverables between each phase within a Well Integrity Management system.
a) The “Basis of Design Phase” identifies the probable safety and environmental exposure to surface
and subsurface hazards and risks that can be encountered during the well life cycle. Once identified,
these hazards and risks are assessed such that control methods of design and operation can be
developed in subsequent phases of the well life cycle.
b) The “Design Phase” identifies the controls that are to be incorporated into the well design, such
that appropriate barriers can be established to manage the identified safety and environmental
hazards. The design addresses the expected, or forecasted, changes during the well life cycle and
ensures that the required barriers in the well’s design are based on risk exposure to people and the
environment.
c) The “Construction Phase” defines the required or recommended elements to be constructed
(including rework/repair) and verification tasks to be performed in order to achieve the intended
design. It addresses any variations from the design which require a revalidation against the
identified hazards and risks.
d) The “Operational Phase” defines the requirements or recommendations and methods for
managing well integrity during operation.
e) The “Intervention Phase” (including work-over) defines the minimum requirements or
recommendations for assessing well barriers prior to, and after, any well intervention that involves
breaking the established well barrier containment system.
f) The “Abandonment Phase” defines the requirements or recommendations for permanently
abandoning a well.
The six phases of the well life cycle, as defined in this Scope, and their interrelationships, are illustrated
in Figure 1 in the Introduction.
This document is not applicable to well control. Well control refers to activities implemented to prevent
or mitigate unintentional release of formation fluids from the well to its surroundings during drilling,
completion, intervention and well abandonment operations, and involves dynamic elements, i.e. BOPs,
mud pumps, mud systems, etc.
This document is not applicable to wellbore integrity, sometimes referred to as “borehole stability”.
Wellbore integrity is the capacity of the drilled open hole to maintain its shape and remain intact after
having been drilled.
2 Normative references
There are no normative references in this document.
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminological datab
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 16530-1
Première édition
2017-03
Industrie du pétrole et du gaz
naturel — Intégrité du puits —
Partie 1:
Gouvernance du cycle de vie
Petroleum and natural gas industries — Well integrity —
Part 1: Life cycle governance
Numéro de référence
©
ISO 2017
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sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie, l’affichage sur
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copyright@iso.org
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ii © ISO 2017 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .vii
Introduction .viii
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 2
3 Termes et définitions . 2
4 Abréviations .10
5 Éléments communs du cycle de vie de l'intégrité du puits .12
5.1 Généralités .12
5.2 Intégrité du puits .12
5.3 Politique d'intégrité du puits .12
5.4 Système de gestion de l'intégrité du puits .12
5.5 Appréciation du risque .13
5.5.1 Généralités .13
5.5.2 Registre des risques .14
5.5.3 Profil de risque par type de puits .15
5.6 Structure et tâches organisationnelles .15
5.7 Barrières .15
5.7.1 Généralités .15
5.7.2 Philosophie de barrière .16
5.7.3 Barrières de puits .16
5.7.4 Barrières opérationnelles .18
5.7.5 Barrières humaines .18
5.7.6 Mesures de contrôle administratives .19
5.7.7 Barrières anti-choc .19
5.8 Standards de performance pour les équipements .19
5.8.1 Généralités .19
5.8.2 Limites de fonctionnement du puits .20
5.9 Vérification des barrières de puits .20
5.9.1 Généralités .20
5.9.2 Essai fonctionnel .20
5.9.3 Essais de vérification des barrières .21
5.9.4 Direction de l'écoulement .22
5.9.5 Effets de la température .22
5.9.6 Vérification de la modélisation .22
5.10 Rapports et documentation .23
5.10.1 Généralités .23
5.10.2 Rapports du statut de l'intégrité du puits .23
5.10.3 Livrables des phases du cycle de vie du puits.24
5.10.4 Processus de réception technique du puits .24
5.11 Gestion du changement .25
5.11.1 Généralités .25
5.11.2 Processus de MOC .25
5.11.3 Dérogation par rapport au WIMS .26
5.12 Amélioration continue .26
5.12.1 Généralités .26
5.12.2 Suivi des indicateurs clés de performance .26
5.12.3 Enseignements .27
5.13 Audit .27
5.13.1 Généralités .27
5.13.2 Processus d'audit.27
6 Phase de base de conception .27
6.1 Objectifs de la phase de base de conception .27
6.2 Structure et tâches organisationnelles .28
6.3 Barrières de puits .29
6.4 Identification et évaluation des phénomènes dangereux .29
6.5 Considérations d'intégrité du puits pour la base de conception .30
6.5.1 Informations générales à fournir .30
6.5.2 Objectifs et cycle de vie du puits .30
6.5.3 Exigences de dépression .31
6.5.4 Exigences d'écoulement externe .31
6.5.5 Localisation et cibles du puits .31
6.5.6 Prévisions concernant les formations géologiques, la pression de pore, la
résistance et la température des formations .31
6.5.7 Exigences d'acquisition des données .32
6.5.8 Autres considérations relatives à l'intégrité du puits .32
6.5.9 Caractéristiques de production et d'injection ayant une incidence sur
l'intégrité du puits pendant le cycle de vie .33
6.6 Processus d'assurance qualité et de validation .33
6.7 Livrables .33
7 Phase de conception du puits .33
7.1 Objectifs de la phase de conception du puits .33
7.2 Structure et tâches organisationnelles .34
7.3 Contrôle des risques pendant la conception du puits .35
7.3.1 Registre des risques .35
7.3.2 Enseignements .35
7.3.3 Considérations des risques du cycle de vie du puits .35
7.3.4 Considérations supplémentaires pendant la conception du puits .36
7.4 Barrières de puits .39
7.4.1 Généralités .39
7.4.2 Plan des barrières de puits .39
7.4.3 Standards de performance de conception des WBE .40
7.4.4 Vérification de la barrière finale de puits .41
7.4.5 Systèmes de sécurité relatifs à l'arrêt d'urgence.41
7.5 Limites de fonctionnement du puits .42
7.6 Plan de contingence pour la construction du puits .42
7.7 Exigences de surveillance et de suivi .42
7.8 Livrables, rapports et documentation de la conception du puits .43
8 Phase de construction du puits .43
8.1 Objectifs de la phase de construction du puits .43
8.2 Structure et tâches organisationnelles .44
8.3 Programme du puits .45
8.4 Schéma des barrières de puits .45
8.5 Vérification des barrières .45
8.5.1 Généralités .45
8.5.2 Mouvement et fatigue de la tête de puits .46
8.5.3 Ciment .46
8.5.4 Essai du sabot de tubage .47
8.5.5 Profil d'étanchéité de la tête de puits.47
8.5.6 Connexions tubulaires .47
8.5.7 Usure du tubage .47
8.6 Identification et appréciation des risques .48
8.7 Gestion du changement .48
8.7.1 Changements potentiels à la trajectoire du puits .48
8.7.2 Considérations relatives aux puits provisoirement fermés .48
8.8 Livrables (rapports et documentation) .48
8.8.1 Informations de réception technique du puits .48
8.8.2 Registre des risques .49
8.9 Amélioration continue .49
9 Phase d'exploitation du puits .49
iv © ISO 2017 – Tous droits réservés
9.1 Objectifs de la phase d'exploitation du puits .49
9.2 Structure et tâches organisationnelles .50
9.3 Barrières de puits .51
9.3.1 Généralités .51
9.3.2 Standards de performance .51
9.3.3 Débits de fuite .52
9.4 Suivi et surveillance du puits .56
9.4.1 Généralités .56
9.4.2 Fréquence de suivi et de surveillance .56
9.4.3 Limites de fonctionnement du puits .57
9.4.4 Puits provisoirement fermés et fermés .58
9.4.5 Inspection visuelle .58
9.4.6 Diagraphie de puits . .58
9.4.7 Suivi de la corrosion . .58
9.4.8 Suivi et prévention de la corrosion – externe .59
9.4.9 Suivi de l'érosion .59
9.4.10 Suivi de l'intégrité structurale .59
9.4.11 Suivi de l'élévation du puits.60
9.4.12 Subsidence du réservoir .61
9.5 Gestion de la pression annulaire .61
9.5.1 Considérations de gestion.61
9.5.2 Sources de pression annulaire .62
9.5.3 Suivi et essais de la pression de l'espace annulaire .63
9.5.4 Fréquence de suivi des pressions des colonnes de production et de tubage
des espaces annulaires .63
9.5.5 Investigation de la pression annulaire .64
9.5.6 Pression maximale admissible en surface dans l'espace annulaire .64
9.5.7 Maintien de la pression annulaire conforme aux seuils .67
9.5.8 Examen et changement de la MAASP et des seuils .67
9.6 Maintenance du puits .68
9.6.1 Généralités .68
9.6.2 Pièces de rechange .70
9.6.3 Fréquence de maintenance .70
9.6.4 Méthodes d'essai des composants . .70
9.7 Appréciation du risque d'une défaillance d'intégrité du puits et sa gestion .70
9.7.1 Généralités .70
9.7.2 Classement et hiérarchisation des défaillances d'intégrité.70
9.7.3 Modèle de défaillance du puits .71
9.8 Rapports et documentation .72
9.9 Examen périodique du puits .73
9.9.1 Examen de l'utilisation du puits .73
9.9.2 Examen de fin de vie du puits .73
9.10 Changement de l'utilisation du puits .74
9.11 Examen des performances du parc de puits.74
9.12 Amélioration continue .76
10 Phase d'intervention sur le puits .76
10.1 Objectifs de la phase d'intervention sur le puits.76
10.2 Structure et tâches organisationnelles .77
10.3 Réception technique du puits .78
10.4 Programme d'intervention sur le puits .78
10.5 Barrières de puits .78
10.5.1 Généralités .78
10.5.2 Plans des barrières de puits .78
10.5.3 Qualification des barrières de puits .78
10.5.4 Vérification des barrières de puits .79
10.5.5 Limites de fonctionnement du puits .79
10.6 Gestion des risques .79
10.7 Gestion du changement .79
10.8 Livrables (documentation et rapports) .80
11 Phase d'abandon du puits .80
11.1 Objectifs de la phase d'abandon du puits .80
11.2 Structure et tâches organisationnelles .81
11.3 Programme d'abandon du puits .81
11.4 Barrières de puits relatives à l'abandon .82
11.4.1 Généralités .82
11.4.2 Sélection et qualification des matériaux de la barrière de puits .82
11.4.3 Installation, configuration et redondance des barrières de puits .82
11.4.4 Vérification des barrières de puits .83
11.4.5 Documents de référence pour les barrières d'abandon du puits .83
11.5 Gestion des risques .83
11.6 Gestion du changement .84
11.7 Livrables (documentation et rapports) .84
Annexe A (informative) Techniques d'appréciation du risque .85
Annexe B (informative) Registre des risques .88
Annexe C (informative) Exemple de diagramme des rôles et responsabilités pour l'intégrité
du puits .91
Annexe D (informative) Exemple de matrice de compétences relative à l'intégrité du puits .92
Annexe E (informative) Exemples d'éléments de barrière de puits, de leurs fonctions et
caractéristiques de défaillance .94
Annexe F (informative) Exemples de barrières de puits pendant le cycle de vie du puits et
d'un schéma des barrières de puits .97
Annexe G (informative) Exemple de standard de performance pour les éléments de
barrière de puits .102
Annexe H (informative) Essais fonctionnels par analyse de la signature hydraulique .104
Annexe I (informative) Détermination du débit de fuite .106
Annexe J (informative) Réception technique du puits .110
Annexe K (informative) Exemples d'indicateurs clés de performance .112
Annexe L (informative) Exemple de liste de contrôle d'identification des
phénomènes dangereux .113
Annexe M (informative) Exemple de graphique représentant la pression de pore en
fonction de la résistance de la formation .114
Annexe N (informative) Exigences de performance des éléments de barrière de puits .115
Annexe O (informative) Exemple d'essai d'étanchéité pour vannes d’activation au gaz .117
Annexe P (informative) Exemple de limites de fonctionnement du puits .119
Annexe Q (informative) Exemple de passages de fuite possibles d'un puits .121
Annexe R (informative) Calculs de la MAASP .122
Annexe S (informative) Exemple de changement dans les calculs de la MAASP .129
Bibliographie .131
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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 (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www
.iso .org/ directives).
L'attention est attirée 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. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l'élaboration du document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l'ISO (voir www .iso .org/ brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion
de l'ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir le lien suivant: www .iso .org/ avant -propos.
Le présent document a été élaboré 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.
Une liste de toutes les parties de la série de l’ISO 16530 est disponible sur le site web de l’ISO.
Introduction
Le présent document a été élaboré par des compagnies d'exploitation et de production de pétrole et
de gaz, pour être utilisé par l'industrie du pétrole et du gaz naturel dans le monde entier. Le présent
document a pour objet de fournir des recommandations afin de permettre à l'exploitant de puits de
gérer l'intégrité du puits tout au long de son cycle de vie. En outre, le présent document traite des
exigences de conformité minimales auxquelles l'exploitant de puits doit satisfaire pour revendiquer la
conformité au présent document.
Il est nécessaire que les utilisateurs du présent document aient conscience du fait que des exigences
plus strictes que celles spécifiées dans les présentes peuvent être requises pour des applications
individuelles.
Le présent document traite de la gestion de l'intégrité du puits à chaque phase de son cycle de vie, à
savoir: la base de conception, la conception, la construction, l'exploitation, l'intervention (y compris le
reconditionnement) et l'abandon.
La terminologie suivante, conforme aux Directives ISO/IEC, est utilisée dans le présent document:
a) Le verbe «devoir» indique une exigence minimale à laquelle satisfaire pour se conformer au présent
document.
b) Le verbe «convenir de/que» indique une recommandation ou une action qui est conseillée mais pas
obligatoire pour assurer la conformité au présent document.
c) Le verbe «pouvoir» («may» en anglais) indique une conduite à tenir autorisée dans les limites du
présent document.
d) Le verbe «pouvoir» («can» en anglais) exprime une possibilité ou une capacité.
En outre, le verbe «considérer» indique une suggestion ou un conseil.
Les différentes phases du cycle de vie d'un puits présentent des exigences séparées et distinctes en ce qui
concerne les objectifs de gestion de l'intégrité du puits, mais elles possèdent également des techniques
et éléments communs. L'Article 5 traite de ces techniques et éléments communs. Les Articles 6 à 11
traitent de chaque phase individuelle et de leurs exigences. En outre, chaque article met l'accent sur les
aspects à considérer parmi les techniques et éléments communs applicables à chaque phase.
La Figure 1 résume les éléments communs à toutes les phases et la relation entre les phases.
Figure 1 — Éléments communs aux phases de gestion de l'intégrité du puits
viii © ISO 2017 – Tous droits réservés
NORME INTERNATIONALE ISO 16530-1:2017(F)
Industrie du pétrole et du gaz naturel — Intégrité du
puits —
Partie 1:
Gouvernance du cycle de vie
1 Domaine d’application
Le présent document s'applique à tous les puits exploités par l'industrie du pétrole et du gaz naturel.
Le présent document s'applique à tout puits ou groupe de puits, indépendamment de son âge, de sa
localisation (y compris puits terrestre, sous-marin et en mer) ou de son type (par exemple: puits à
écoulement naturel, en activation ou injection).
Il a pour objet d'aider l'industrie du pétrole et du gaz naturel à gérer efficacement l'intégrité du puits
pendant son cycle de vie en fournissant:
— les exigences minimales auxquelles satisfaire pour assurer la gestion de l'intégrité du puits; et
— les recommandations et les techniques que les exploitants de puits peuvent appliquer de manière
évolutive, en fonction des caractéristiques de risque spécifiques d'un puits.
L'assurance de l'intégrité du puits repose sur deux composantes principales: premièrement, assurer
l'intégrité du puits pendant sa conception et sa construction et, deuxièmement, gérer par la suite
l'intégrité du puits pendant sa durée de vie restante.
Le présent document traite de chaque étape du cycle de vie du puits, telle que définie par les six phases
a) à f), et décrit les livrables requis entre chaque phase dans le cadre d'un système de gestion de
l'intégrité du puits:
a) La «Phase de base de conception» identifie les expositions probables, ayant une incidence sur
la sécurité et l'environnement, aux phénomènes dangereux et risques en surface et subsurface
pouvant être rencontrés pendant le cycle de vie du puits. Une fois identifiés, ces phénomènes
dangereux et risques sont évalués de sorte que des méthodes de contrôle de la conception et de
l'exploitation puissent être mises au point dans les phases suivantes du cycle de vie du puits.
b) La «Phase de conception» identifie les mesures de contrôle à intégrer à la conception du puits,
de manière à pouvoir établir des barrières appropriées pour gérer les phénomènes dangereux
identifiés relatifs à la sécurité et à l'environnement. La conception traite des changements attendus
ou prévus pendant le cycle de vie du puits et assure que les barrières nécessaires dans la conception
du puits sont basées sur l'exposition au risque des personnes et de l'environnement.
c) La «Phase de construction» définit les éléments qu'il est nécessaire ou recommandé de construire
(y compris reprise/réparation) ainsi que les activités de vérification qu'il faut réaliser afin
d'obtenir la conception désirée. Elle traite des changements dans la conception qui nécessitent une
revalidation en fonction des phénomènes dangereux et risques identifiés.
d) La «Phase d'exploitation» définit les exigences ou recommandations et les méthodes concernant
la gestion de l'intégrité du puits pendant son exploitation.
e) La «Phase d'intervention» (y compris reconditionnement) définit les exigences minimales ou les
recommandations concernant l'évaluation des barrières du puits avant et après une intervention
sur le puits nécessitant la rupture du système de confinement constitué par les barrières du puits.
f) La «Phase d'abandon» définit les exigences ou les recommandations relatives à l'abandon définitif
d'un puits.
Les six phases du cycle de vie du puits, telles que définies dans le présent article «Domaine d'application»,
et leurs interrelations sont illustrées à la Figure 1de l'Introduction.
Le présent document n'est pas applicable au contrôle du puits. Le contrôle du puits désigne les activités
mises en place pour prévenir ou atténuer la libération involontaire, par le puits, de fluides et gaz de
formation dans le milieu environnant pendant les opérations de forage, de complétion,
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.