Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Offshore conductor design, setting depth and installation

This document specifies the requirements and recommendations for the design, setting depth and installation of conductors for the offshore petroleum and natural gas industries. This document specifically addresses: — design of the conductor, i.e. determination of the diameter, wall thickness, and steel grade; — determination of the setting depth for three installation methods, namely, driving, drilling and cementing, and jetting; — requirements for the three installation methods, including applicability, procedures, and documentation and quality control. This document is applicable to: — platform conductors: installed through a guide hole in the platform drill floor and then through guides attached to the jacket at intervals through the water column to support the conductor, withstand actions, and prevent excessive displacements; — jack-up supported conductors: a temporary conductor used only during drilling operations, which is installed by a jack-up drilling rig. In some cases, the conductor is tensioned by tensioners attached to the drilling rig; — free-standing conductors: a self-supporting conductor in cantilever mode installed in shallow water, typically water depths of about 10 m to 20 m. It provides sole support for the well and sometimes supports a small access deck and boat landing; — subsea wellhead conductors: a fully submerged conductor extending only a few metres above the sea floor to which a BOP and drilling riser are attached. The drilling riser is connected to a floating drilling rig. The BOP, riser and rig are subject to wave and current actions while the riser can also be subject to VIV. This document is not applicable to the design of drilling risers.

Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipements de forage et de production — Conception des tubes conducteurs en mer, profondeur de mise en place et installation

Le présent document spécifie les exigences et les recommandations relatives à la conception, la profondeur de mise en place et l'installation des tubes conducteurs destinés aux industries du pétrole et du gaz naturel en mer. Le présent document couvre plus particulièrement les aspects suivants: — conception du tube conducteur, c'est-à-dire détermination du diamètre, de l'épaisseur de paroi et de la nuance d'acier; — détermination de la profondeur de mise en place pour trois méthodes d'installation, à savoir battage, forage et cimentation, et injection; — exigences pour les trois méthodes d'installation, notamment l'applicabilité, les modes opératoires, la documentation et le contrôle qualité. Le présent document est applicable: — aux tubes conducteurs de plate-forme: installés à travers un trou de guidage dans le plancher de forage de la plate-forme, puis à travers les guides fixés à la jacket par intervalles à travers la colonne d'eau pour soutenir le tube conducteur, supporter les actions et empêcher les déplacements excessifs; — aux tubes conducteurs soutenus par une plate-forme auto-élévatrice: un tube conducteur temporaire utilisé uniquement lors des opérations de forage, qui est installé par une plate-forme de forage auto-élévatrice. Dans certains cas, le tube conducteur est mis en tension par des dispositifs de mise en tension fixés à l'appareil de forage; — aux tubes conducteurs auto-porteurs: un tube conducteur autoportant en porte-à-faux installé dans des eaux peu profondes, habituellement des profondeurs d'eau d'environ 10 m à 20 m. Il fournit le seul soutien au puits et soutient parfois un petit pont d'accès et débarcadère; — aux tubes conducteurs de tête de puits sous-marins: un tube conducteur entièrement immergé s'étendant seulement de quelques mètres au-dessus du fond marin et auquel sont fixés un BOP et un riser de forage. Le riser de forage est relié à un appareil de forage flottant. Le BOP, le riser et l'appareil de forage sont soumis aux actions des vagues et des courants, tandis que le tube prolongateur peut également être soumis aux VIV. Le présent document n'est pas applicable à la conception des risers de forage.

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05-Jun-2022
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ISO 3421:2022 - Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Offshore conductor design, setting depth and installation Released:6/6/2022
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ISO 3421:2022 - Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Offshore conductor design, setting depth and installation Released:6/6/2022
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INTERNATIONAL ISO
STANDARD 3421
First edition
2022-06
Petroleum and natural gas
industries — Drilling and production
equipment — Offshore conductor
design, setting depth and installation
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipements de forage
et de production — Conception des tubes conducteurs en mer,
profondeur de mise en place et installation
Reference number
ISO 3421:2022(E)
© ISO 2022
---------------------- Page: 1 ----------------------
ISO 3421:2022(E)
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---------------------- Page: 2 ----------------------
ISO 3421:2022(E)
Contents Page

Foreword ..........................................................................................................................................................................................................................................v

Introduction .............................................................................................................................................................................................................................. vi

1 Scope ................................................................................................................................................................................................................................. 1

2 Normative references ..................................................................................................................................................................................... 1

3 Terms and definitions .................................................................................................................................................................................... 2

4 Symbols and abbreviated terms..........................................................................................................................................................3

4.1 Symbols ......................................................................................................................................................................................................... 3

4.1.1 Symbols for conductor design ................................................................................................................................ 3

4.1.2 Symbols for setting depth .......................................................................................................................................... 5

4.2 Abbreviated terms .............................................................................................................................................................................. 7

5 General requirements .................................................................................................................................................................................... 7

5.1 General ........................................................................................................................................................................................................... 7

5.2 Limit states for conductor design .......................................................................................................................................... 7

5.3 Setting depth requirements........................................................................................................................................................ 8

5.4 Installation requirements ............................................................................................................................................................ 8

5.5 Design situations .................................................................................................................................................................................. 8

6 Design parameters ............................................................................................................................................................................................8

6.1 General ........................................................................................................................................................................................................... 8

6.2 Metocean parameters ...................................................................................................................................................................... 8

6.3 Ice parameters ........................................................................................................................................................................................ 9

6.4 Seismic parameters ............................................................................................................................................................................ 9

6.5 Soil parameters ...................................................................................................................................................................................... 9

6.6 Engineering design parameters .............................................................................................................................................. 9

6.6.1 Platform parameters ...................................................................................................................................................... 9

6.6.2 Well operations parameters ................................... ............................................................................................... 10

7 Conductor design ..............................................................................................................................................................................................11

7.1 General ........................................................................................................................................................................................................ 11

7.2 Actions ........................................................................................................................................................................................................ 11

7.2.1 General ..................................................................................................................................................................................... 11

7.2.2 Permanent actions (G) ................................................................................................................................................ 11

7.2.3 Variable actions (Q) .......................................................................................................................................................12

7.2.4 Deformation actions (D) ...........................................................................................................................................12

7.2.5 Accidental actions (A) .................................................................................................................................................12

7.2.6 Environmental actions ...............................................................................................................................................12

7.3 Partial factors for actions .......................................................................................................................................................... 13

7.4 Boundary restraints ....................................................................................................................................................................... 14

7.4.1 General ..................................................................................................................................................................................... 14

7.4.2 Platform conductors ........................................................................................................................................... .......... 14

7.4.3 Jack-up supported conductors ................................... .......................................................................................... 15

7.4.4 Free-standing conductors ....................................................................................................................................... 15

7.4.5 Subsea wellhead conductors ................................................................................................................................. 15

7.5 Strength and stability checks ................................................................................................................................................. 15

7.5.1 General .....................................................................................................................................................................................15

7.5.2 Design method...................................................................................................................................................................15

7.5.3 Axial compression ..........................................................................................................................................................15

7.5.4 Bending .................................................................................................................................................................................... 17

7.5.5 Shear........................................................................................................................................................................................... 18

7.5.6 Combined stress............................................................................................................................................................... 18

7.6 Fatigue ......................................................................................................................................................................................................... 19

8 Setting depth .........................................................................................................................................................................................................20

8.1 General ........................................................................................................................................................................................................ 20

iii
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---------------------- Page: 3 ----------------------
ISO 3421:2022(E)

8.2 Setting depth for fluid circulation channel ................................................................................................................ 20

8.3 Setting depth for wellbore structural foundation ............................................................................................... 21

8.3.1 General ..................................................................................................................................................................................... 21

8.3.2 Installation by driving, drilling and cementing................................................................................... 21

8.3.3 Installation by jetting ................................................................................................................................................. 24

9 Installation ..............................................................................................................................................................................................................26

9.1 General ........................................................................................................................................................................................................ 26

9.2 Driving ........................................................................................................................................................................................................ 26

9.2.1 Applicability ........................................................................................................................................................................26

9.2.2 Driveability analysis ....................................................................................................................................................26

9.2.3 Installation procedures ............................................................................................................................................. 26

9.2.4 Pile group conductor driving sequence ...................................................................................................... 27

9.2.5 Data documentation ..................................................................................................................................................... 27

9.2.6 Quality ..................................................................................................................................................................................... 27

9.3 Drilling and cementing .................................................................................................................................................................28

9.3.1 Applicability ........................................................................................................................................................................28

9.3.2 Size match of bit and conductor .........................................................................................................................28

9.3.3 Wait on cement..................................................................................................................................................................28

9.3.4 Quality .....................................................................................................................................................................................28

9.4 Jetting ..........................................................................................................................................................................................................28

9.4.1 Applicability ........................................................................................................................................................................28

9.4.2 Size match of bit and conductor .........................................................................................................................28

9.4.3 Jetting bottom hole assembly ..............................................................................................................................29

9.4.4 Jetting procedure ............................................................................................................................................................29

9.4.5 Jetting operating parameters ..............................................................................................................................29

9.4.6 Data recording ...................................................................................................................................................................29

9.4.7 Quality ..................................................................................................................................................................................... 30

Annex A (informative) Additional information and guidelines ...........................................................................................31

Bibliography .............................................................................................................................................................................................................................35

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---------------------- Page: 4 ----------------------
ISO 3421:2022(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.

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 of 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

www.iso.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, in collaboration with the European Committee for Standardization

(CEN) Technical Committee CEN/TC 12, Materials, equipment and offshore structures for petroleum,

petrochemical and natural gas industries, in accordance with the Agreement on technical cooperation

between ISO and CEN (Vienna Agreement).

Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A

complete listing of these bodies can be found at www.iso.org/members.html.
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---------------------- Page: 5 ----------------------
ISO 3421:2022(E)
Introduction

This document provides requirements and guidance on the design, setting depth, and installation of

offshore conductors used by the petroleum and natural gas industries worldwide. Sound engineering

judgment is necessary in the use of this document.

Conductor design addresses actions and action combinations, strength and stability checks, and fatigue

checks. Setting depth provides calculation methodologies for different installation methods. Installation

identifies relevant methods and their applicability together with corresponding procedures as well as

documentation and quality control requirements.

Some background to and guidelines on the use of this document is provided in Annex A.

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---------------------- Page: 6 ----------------------
INTERNATIONAL STANDARD ISO 3421:2022(E)
Petroleum and natural gas industries — Drilling and
production equipment — Offshore conductor design,
setting depth and installation
1 Scope

This document specifies the requirements and recommendations for the design, setting depth and

installation of conductors for the offshore petroleum and natural gas industries. This document

specifically addresses:

— design of the conductor, i.e. determination of the diameter, wall thickness, and steel grade;

— determination of the setting depth for three installation methods, namely, driving, drilling and

cementing, and jetting;

— requirements for the three installation methods, including applicability, procedures, and

documentation and quality control.
This document is applicable to:

— platform conductors: installed through a guide hole in the platform drill floor and then through

guides attached to the jacket at intervals through the water column to support the conductor,

withstand actions, and prevent excessive displacements;

— jack-up supported conductors: a temporary conductor used only during drilling operations, which

is installed by a jack-up drilling rig. In some cases, the conductor is tensioned by tensioners attached

to the drilling rig;

— free-standing conductors: a self-supporting conductor in cantilever mode installed in shallow water,

typically water depths of about 10 m to 20 m. It provides sole support for the well and sometimes

supports a small access deck and boat landing;

— subsea wellhead conductors: a fully submerged conductor extending only a few metres above the

sea floor to which a BOP and drilling riser are attached. The drilling riser is connected to a floating

drilling rig. The BOP, riser and rig are subject to wave and current actions while the riser can also

be subject to VIV.
This document is not applicable to the design of drilling risers.
2 Normative references

The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content

constitutes requirements 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 19900, Petroleum and natural gas industries — General requirements for offshore structures

ISO 19901-4, Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures —

Part 4: Geotechnical and foundation design considerations

ISO 19901-8, Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures —

Part 8: Marine soil investigations

ISO 19902, Petroleum and natural gas industries — Fixed steel offshore structures

ISO 19906, Petroleum and natural gas industries — Arctic offshore structures
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ISO 3421:2022(E)
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.

ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:

— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/
3.1
axial capacity
ability of conductor to resist vertical actions without soil failure

Note 1 to entry: The axial capacity of a conductor can change with time due to the soil disturbance and recovery.

3.2
conductor

tubular pipe set into the seabed (3.11) to provide the initial stable structural foundation for setting the

surface casing (3.13) and protecting the internal well string from metocean actions

3.3
conductor shoe

short conductor joint whose upper end is connected to a whole conductor while its lower end has an

internal chamfer to assist penetration
3.4
design situation

set of actions and combination of actions representing real conditions during a certain time interval, for

which the design demonstrates that relevant limit states are not exceeded
3.5
drilling and cementing

method for installing a conductor (3.2) where a borehole is drilled, the conductor is lowered into the

borehole and cement slurry placed in the annulus
3.6
driving

method for installing a conductor (3.2) where a vessel or rig is used to hammer the conductor into place

3.7
effective weight
weight in sea water or drilling fluid
3.8
jetting

method for installing a conductor (3.2) where the bottom hole assembly and conductor are combined,

the borehole is washed by hydraulic force and the conductor simultaneously lowered into the hole

3.9
metocean action
effect of wind, wave and current on a conductor (3.2)

Note 1 to entry: The determination of these effects can include the influence of tide, surge, vortex induced

vibrations and related processes.
3.10
sea floor

interface between the sea and the seabed (3.11) referring to the upper surface of all unconsolidated

material
[SOURCE: ISO 19901-1:2015, 3.30]
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ISO 3421:2022(E)
3.11
seabed

materials below the sea in which the structure is founded, whether of soils such as sand, silt or clay,

cemented material or of rock

Note 1 to entry: The seabed can be considered as the half-space below the sea floor (3.10).

[SOURCE: ISO 29400:2020, 3.128]
3.12
setting depth

distance between the depth reference point, usually the sea floor (3.10) or sea level, and the conductor

shoe (3.3)

Note 1 to entry: A minimum setting depth is required to provide adequate axial capacity and formation integrity

at the conductor shoe during surface casing drilling and cementing.
3.13
surface casing

casing that is run inside the conductor (3.2) to contain pressure in conjunction with the wellhead and

blow-out preventer and to protect weak formations
3.14
undrained shear strength

maximum shear stress at yielding or at a specified maximum strain in an undrained condition

4 Symbols and abbreviated terms
4.1 Symbols
4.1.1 Symbols for conductor design
A accidental actions
A cross-sectional area
C moment reduction factor
deformation actions
D outer diameter
D Palmgren-Miner's sum or damage ratio during a certain time interval
Young’s modulus of elasticity
E extreme quasi-static metocean actions due to wind, wave and current

metocean actions due to owner-specified operating wind, wave and current parameters

F design value of action
f representative bending strength
f representative axial compressive strength
f Euler buckling strength
f representative shear strength
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ISO 3421:2022(E)
f representative yield strength
permanent actions
moment of inertia of conductor cross-section
K effective length factor
K local experience factor
unbraced length
L calculated fatigue life
maximum bending moment on cross-section due to environmental actions and defor-
mation actions

maximum bending moment on cross-section due to eccentricities of inner strings not

being centralized
N number of cycles to failure under constant amplitude stress range
n number of cycles of stress range
variable actions
conductor radius of gyration
T time period over which Palmgren-Miner’s sum is determined
wall thickness
U utilization of conductor
V shear due to factored actions
Z elastic section modulus
Z plastic section modulus
γ partial action factor for extreme metocean action
f,E

partial action factors applied to the total quasi-static metocean actions plus equivalent

quasi-static action representing dynamic response for operating and extreme metocean

γγ,
f,Ef,E

conditions, respectively, and for which different values can be applicable for different

design situations
γ fatigue damage design factor

partial action factors for the various permanent, variable, deformation and accidental

γγ,,γγ,
GQ DA
actions
γ partial resistance factor for bending strength
R,b
γ partial resistance factor for axial compressive strength
R,c
γ partial resistance factor for shear strength
R,v
column slenderness parameter
σ bending stress due to forces from factored actions
© ISO 2022 – All rights reserved
---------------------- Page: 10 ----------------------
ISO 3421:2022(E)

axial compressive stress due to forces from factored external axial actions of wellhead,

BOP, christmas tree, emergency equipment and Workover equipment

axial compressive stress due to forces from factored internal axial actions of inner cas-

ings and tubing
maximum shear stress due to forces from factored actions
4.1.2 Symbols for setting depth
A side surface area
D outer diameter
ρ fluid density
fluid
FF, partial safety factors
ss1 2
F axial force applied to the conductor during the BOP installation stage
xBOP
F axial force applied to the conductor in the extreme design situation
xcap
F axial force in conductor
xial

F axial force applied to the conductor during the subsequent casings installation stage

xsc

F axial force applied to the conductor during the surface casing installation stage

xsur

F axial force applied to the conductor during the christmas tree and tubing installation stage

xXt
fz unit skin friction
acceleration due to gravity
H jetted conductor setting depth in the seabed
h minimum setting depth of the conductor
min
K axial stiffness of the conductor
con
K coefficient of lateral earth pressure

K axial stiffness of the coupled foundation composed of the surface casing and the conductor

K axial stiffness of the wellbore coupled system composed of all casings and the conductor

sys
L length of conductor above the sea floor
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 3421
Première édition
2022-06
Industries du pétrole et du gaz
naturel — Équipements de forage et
de production — Conception des tubes
conducteurs en mer, profondeur de
mise en place et installation
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production
equipment — Offshore conductor design, setting depth and
installation
Numéro de référence
ISO 3421:2022(F)
© ISO 2022
---------------------- Page: 1 ----------------------
ISO 3421:2022(F)
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2022

Tous droits réservés. Sauf prescription différente ou nécessité dans le contexte de sa mise en œuvre, 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, ou la diffusion sur l’internet ou sur un intranet, sans autorisation écrite préalable. Une autorisation peut

être demandée à l’ISO à l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.

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Tél.: +41 22 749 01 11
E-mail: copyright@iso.org
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
© ISO 2022 – Tous droits réservés
---------------------- Page: 2 ----------------------
ISO 3421:2022(F)
Sommaire Page

Avant-propos ...............................................................................................................................................................................................................................v

Introduction .............................................................................................................................................................................................................................. vi

1 Domaine d'application ...................................................................................................................................................................................1

2 Références normatives ..................................................................................................................................................................................1

3 Termes et définitions ...................................................................................................................................................................................... 2

4 Symboles et termes abrégés ....................................................................................................................................................................3

4.1 Symboles ...................................................................................................................................................................................................... 3

4.1.1 Symboles pour la conception des tubes conducteurs ........................................................................ 3

4.1.2 Symboles pour la profondeur de mise en place ...................................................................................... 5

4.2 Termes abrégés ...................................................................................................................................................................................... 7

5 Exigences générales ........................................................................................................................................... ...............................................8

5.1 Généralités ................................................................................................................................................................................................. 8

5.2 États limites pour la conception du tube conducteur .......................................................................................... 8

5.3 Exigences de profondeur de mise en place .................................................................................................................... 8

5.4 Exigences d'installation ........................................................................................................................................... ....................... 8

5.5 Situations conceptuelles ................................................................................................................................................................ 9

6 Paramètres de conception ......................................................................................................................................................................... 9

6.1 Généralités ................................................................................................................................................................................................. 9

6.2 Paramètres océano-météorologiques ................................................................................................................................ 9

6.3 Paramètres de glace ........................................................................................................................................................................ 10

6.4 Paramètres sismiques ................................................................................................................................................................... 10

6.5 Paramètres du sol ............................................................................................................................................................................. 10

6.6 Paramètres de conception technique .............................................................................................................................. 10

6.6.1 Paramètres de plate-forme .................................................................................................................................... 10

6.6.2 Paramètres opérationnels du puits ................................................................................................................ 10

7 Conception du tube conducteur ........................................................................................................................................................12

7.1 Généralités ..............................................................................................................................................................................................12

7.2 Actions ........................................................................................................................................................................................................ 12

7.2.1 Généralités ............................................................................................................................................................................12

7.2.2 Actions permanentes (G) .........................................................................................................................................12

7.2.3 Actions variables (Q) .................................................................................................................................................... 13

7.2.4 Actions de déformation (D) .................................................................................................................................... 13

7.2.5 Actions accidentelles (A) .......................................................................................................................................... 13

7.2.6 Actions dues à l'environnement ......................................................................................................................... 13

7.3 Coefficients partiels applicables aux actions ........................................................................................................... 14

7.4 Dispositifs de retenue limites ................................................................................................................................................15

7.4.1 Généralités ............................................................................................................................................................................15

7.4.2 Tubes conducteurs de plate-forme .................................................................................................................. 15

7.4.3 Tubes conducteurs soutenus par une plate-forme auto-élévatrice .................................... 16

7.4.4 Tubes conducteurs auto-porteurs .................................................................................................................... 16

7.4.5 Tubes conducteurs de tête de puits sous-marins ............................................................................... 16

7.5 Contrôles de résistance et de stabilité ........................................................................................................................... 16

7.5.1 Généralités ............................................................................................................................................................................ 16

7.5.2 Méthode de conception .............................................................................................................................................. 16

7.5.3 Compression axiale ....................................................................................................................................................... 17

7.5.4 Flexion ...................................................................................................................................................................................... 18

7.5.5 Cisaillement ......................................................................................................................................................................... 19

7.5.6 Contrainte combinée.................................................................................................................................................... 20

7.6 Fatigue ......................................................................................................................................................................................................... 20

8 Profondeur de mise en place ................................................................................................................................................................21

8.1 Généralités .............................................................................................................................................................................................. 21

iii
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ISO 3421:2022(F)

8.2 Profondeur de mise en place pour le chenal de circulation des fluides ............................................ 21

8.3 Profondeur de mise en place pour la fondation structurelle du puits ...............................................22

8.3.1 Généralités ............................................................................................................................................................................22

8.3.2 Installation par battage, forage et cimentation ...................................................................................22

8.3.3 Installation par injection ......................................................................................................................................... 26

9 Installation ..............................................................................................................................................................................................................28

9.1 Généralités ..............................................................................................................................................................................................28

9.2 Battage ........................................................................................................................................................................................................28

9.2.1 Applicabilité .........................................................................................................................................................................28

9.2.2 Analyse d'aptitude au battage .............................................................................................................................28

9.2.3 Méthodes d'installation ........................................................................................................................................... ..28

9.2.4 Séquence de battage du tube conducteur par un groupe de piles .......................................29

9.2.5 Documentation des données ................................... ..............................................................................................29

9.2.6 Qualité ................................... .................................................................................................................................................... 30

9.3 Forage et cimentation .................................................................................................................................................................... 30

9.3.1 Applicabilité .........................................................................................................................................................................30

9.3.2 Correspondance de taille du trépan et du tube conducteur .....................................................30

9.3.3 Temps d'attente du ciment ......................................................................................................................................30

9.3.4 Qualité ................................... .................................................................................................................................................... 30

9.4 Injection ..................................................................................................................................................................................................... 30

9.4.1 Applicabilité .........................................................................................................................................................................30

9.4.2 Correspondance de taille du trépan et du tube conducteur ..................................................... 31

9.4.3 Assemblage de fond de forage d'injection ................................................................................................. 31

9.4.4 Procédure d'injection .................................................................................................................................................. 31

9.4.5 Paramètres opérationnels d'injection .......................................................................................................... 31

9.4.6 Enregistrement des données ................................................................................................................................ 32

9.4.7 Qualité ................................... .................................................................................................................................................... 33

Annexe A (informative) Informations et lignes directrices supplémentaires .....................................................34

Bibliographie ...........................................................................................................................................................................................................................39

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ISO 3421:2022(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 (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 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, en collaboration avec le comité technique CEN/TC 12, Matériel, équipement et

structures en mer pour les industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel, du Comité européen

de normalisation (CEN) conformément à l’Accord de coopération technique entre l’ISO et le CEN (Accord

de Vienne).

Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent

document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes

se trouve à l’adresse www.iso.org/fr/members.html.
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ISO 3421:2022(F)
Introduction

Le présent document fournit des exigences et des recommandations relatives à la conception, la

profondeur de mise en place et l'installation des tubes conducteurs en mer utilisés par les industries du

pétrole et du gaz naturel dans le monde entier. L'utilisation du présent document nécessite une bonne

appréciation en matière d'ingénierie.

La conception des tubes conducteurs traite des actions et des combinaisons d'actions, des contrôles

de résistance et de stabilité, et des contrôles de fatigue. La profondeur de mise en place fournit des

méthodes de calcul pour différentes méthodes d'installation. L'installation identifie les méthodes

pertinentes et leur applicabilité, les modes opératoires correspondants ainsi que les exigences en

matière de documentation et de contrôle qualité.

L'Annexe A fournit un contexte et des lignes directrices concernant l'utilisation du présent document.

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NORME INTERNATIONALE ISO 3421:2022(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipements
de forage et de production — Conception des tubes
conducteurs en mer, profondeur de mise en place et
installation
1 Domaine d'application

Le présent document spécifie les exigences et les recommandations relatives à la conception, la

profondeur de mise en place et l'installation des tubes conducteurs destinés aux industries du pétrole

et du gaz naturel en mer. Le présent document couvre plus particulièrement les aspects suivants:

— conception du tube conducteur, c'est-à-dire détermination du diamètre, de l'épaisseur de paroi et de

la nuance d'acier;

— détermination de la profondeur de mise en place pour trois méthodes d'installation, à savoir battage,

forage et cimentation, et injection;

— exigences pour les trois méthodes d'installation, notamment l'applicabilité, les modes opératoires,

la documentation et le contrôle qualité.
Le présent document est applicable:

— aux tubes conducteurs de plate-forme: installés à travers un trou de guidage dans le plancher

de forage de la plate-forme, puis à travers les guides fixés à la jacket par intervalles à travers la

colonne d'eau pour soutenir le tube conducteur, supporter les actions et empêcher les déplacements

excessifs;

— aux tubes conducteurs soutenus par une plate-forme auto-élévatrice: un tube conducteur temporaire

utilisé uniquement lors des opérations de forage, qui est installé par une plate-forme de forage auto-

élévatrice. Dans certains cas, le tube conducteur est mis en tension par des dispositifs de mise en

tension fixés à l'appareil de forage;

— aux tubes conducteurs auto-porteurs: un tube conducteur autoportant en porte-à-faux installé dans

des eaux peu profondes, habituellement des profondeurs d'eau d'environ 10 m à 20 m. Il fournit le

seul soutien au puits et soutient parfois un petit pont d'accès et débarcadère;

— aux tubes conducteurs de tête de puits sous-marins: un tube conducteur entièrement immergé

s'étendant seulement de quelques mètres au-dessus du fond marin et auquel sont fixés un BOP et un

riser de forage. Le riser de forage est relié à un appareil de forage flottant. Le BOP, le riser et l'appareil

de forage sont soumis aux actions des vagues et des courants, tandis que le tube prolongateur peut

également être soumis aux VIV.
Le présent document n'est pas applicable à la conception des risers de forage.
2 Références normatives

Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu’ils constituent, pour tout ou partie de leur

contenu, des exigences 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 19900, Industries du pétrole et du gaz naturel — Exigences générales relatives aux structures en mer

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ISO 3421:2022(F)

ISO 19901-4, Industries du pétrole et du gaz naturel — Exigences spécifiques relatives aux structures en

mer — Partie 4: Bases conceptuelles des fondations

ISO 19901-8, Industries du pétrole et du gaz naturel — Exigences spécifiques relatives aux structures en

mer — Partie 8: Investigations des sols en mer

ISO 19902, Industries du pétrole et du gaz naturel — Structures en mer fixes en acier

ISO 19906, Industries du pétrole et du gaz naturel — Structures arctiques en mer
3 Termes et définitions

Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.

L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en

normalisation, consultables aux adresses suivantes:

— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp

— IEC Electropedia: disponible à l’adresse https:// www .electropedia .org/
3.1
capacité axiale

capacité d'un tube conducteur à résister aux actions verticales sans défaillance du sol

Note 1 à l'article: La capacité axiale d'un tube conducteur peut varier dans le temps en raison de la perturbation

du sol et de la récupération.
3.2
tube conducteur

canalisation tubulaire installée dans le sous-sol marin (3.11) pour assurer une fondation structurelle

initiale stable, afin d'installer l'enveloppe de surface (3.13) et de protéger la ligne interne du puits des

actions océano-météorologiques
3.3
sabot de tube conducteur

joint de tube conducteur court dont l'extrémité supérieure est reliée à un tube conducteur entier tandis

que l'extrémité inférieure dispose d'un biseau interne pour permettre la pénétration

3.4
situation conceptuelle

ensemble d'actions et combinaison d'actions représentant les données physiques réelles d'une situation

donnée pendant un certain intervalle de temps, pour lequel le concept apporte la preuve que les états

limites retenus ne sont pas dépassés
3.5
forage et cimentation

méthode d'installation d'un tube conducteur (3.2) impliquant un sondage, la pose du tube conducteur

dans le carottage et le remplissage de l'espace annulaire par un coulis de ciment

3.6
battage

méthode d'installation d'un tube conducteur (3.2) utilisant un navire ou un appareil de forage pour

mettre en place le tube conducteur par martelage
3.7
poids effectif
poids dans l'eau de mer ou le fluide de forage
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ISO 3421:2022(F)
3.8
injection

méthode d'installation d'un tube conducteur (3.2) selon laquelle l'assemblage de fond de forage et le

tube conducteur sont combinés, le sondage est lavé par la force hydraulique et le tube conducteur est

simultanément introduit dans le trou
3.9
action océano-météorologique
effet du vent, des vagues et du courant sur un tube conducteur (3.2)

Note 1 à l'article: La détermination de ces effets peut comprendre l'influence de la marée, de la houle, des

vibrations induites par des vortex et des processus associés.
3.10
fond marin

interface entre la mer et le sous-sol marin (3.11) se référant à la surface supérieure de tous les matériaux

meubles
[SOURCE: ISO 19901-1:2015, 3.30, modifié]
3.11
sous-sol marin

matériaux sous-marins dans lesquels reposent les fondations de la structure (sols de type sable, limon

ou argile, matériau aggloméré ou roche)

Note 1 à l'article: On peut considérer que le sous-sol marin représente la moitié de l'espace sous le fond marin

(3.10).
[SOURCE: ISO 29400:2020, 3.128]
3.12
profondeur de mise en place

distance entre le point de référence de profondeur, habituellement le fond marin (3.10) ou le niveau de la

mer, et le sabot de tube conducteur (3.3)

Note 1 à l'article: Une profondeur de mise en place minimale est nécessaire pour assurer une capacité axiale

adéquate et l'intégrité de la formation au niveau du sabot du tube conducteur pendant le forage et la cimentation

de l'enveloppe de surface.
3.13
enveloppe de surface

enveloppe à l'intérieur du tube conducteur (3.2) permettant de contenir la pression conjointement avec

la tête de puits et le bloc d'obturation de puits, et de protéger les formations fragiles

3.14
résistance au cisaillement en état non drainé

contrainte maximale de cisaillement au seuil de plasticité ou à une déformation maximale spécifiée en

condition non drainée
4 Symboles et termes abrégés
4.1 Symboles
4.1.1 Symboles pour la conception des tubes conducteurs
A actions accidentelles
A aire de la section droite
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ISO 3421:2022(F)
C coefficient de réduction de moment
actions de déformation
D diamètre extérieur
rapport de somme ou d'endommagement de Palmgren-Miner pendant un intervalle de
temps donné
module d'élasticité de Young

actions océano-météorologiques quasi-statiques extrêmes dues au vent, aux vagues et

au courant

actions océano-météorologiques dues aux paramètres de vent, de vagues et de courant

en exploitation spécifiés par le propriétaire
F valeur de conception de l'action
f résistance à la flexion représentative
f résistance à la compression axiale représentative
f résistance au flambage d'Euler
f résistance au cisaillement représentative
f limite d'élasticité représentative
G actions permanentes
moment d'inertie de la section transversale du tube conducteur
K facteur de longueur effective
K coefficient local empirique
longueur sans entretoise
L longévité de la fatigue calculée

moment de flexion maximal sur la section transversale dû aux actions dues à l'envi-

ronnement et aux actions de déformation
moment de flexion maximal sur la section transversale dû aux excentricités des
colonnes internes qui ne sont pas centrées
nombre de cycles jusqu'à la rupture pour une plage de contraintes d'amplitude
constante
n nombre de cycles de la plage de contraintes
actions variables
rayon de giration du tube conducteur
T intervalle de temps pour lequel la somme de Palmgren-Miner est déterminée
épaisseur de paroi
U utilisation du tube conducteur
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ISO 3421:2022(F)
V cisaillement dû à des actions auxquelles sont appliqués des coefficients
module de section élastique
Z module de section plastique
γ coefficient d'action partiel pour l'action océano-météorologique extrême
f,E

coefficients d'actions partiels appliqués aux actions océano-météorologiques qua-

si-statiques totales plus l'action quasi-statique équivalente représentant la réponse

γγ, dynamique pour les conditions océano-météorologiques en exploitation et extrêmes,

f,Ef,E

respectivement, et pour lesquels différentes valeurs peuvent être applicables pour

différentes situations conceptuelles
γ coefficient de conception relatif au d
...

Questions, Comments and Discussion

Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.