ISO 13624-1:2009
(Main)Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 1: Design and operation of marine drilling riser equipment
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 1: Design and operation of marine drilling riser equipment
ISO 13624-1:2009 pertains to the design, selection, operation and maintenance of marine riser systems for floating drilling operations. Its purpose is to serve as a reference for designers, for those who select system components, and for those who use and maintain this equipment. It relies on basic engineering principles and the accumulated experience of offshore operators, contractors, and manufacturers. The marine drilling riser is best viewed as a system. It is necessary that designers, contractors, and operators realize that the individual components are recommended and selected in a manner suited to the overall performance of that system. For the purposes of ISO 13624-1:2009, a marine drilling riser system includes the tensioner system and all equipment between the top connection of the upper flex/ball joint and the bottom of wellhead conductor outer casing. It specifically excludes the diverter. Also, the applicability of ISO 13624-1:2009 is limited to operations with a subsea BOP stack deployed at the seafloor. ISO 13624-1:2009 is directly applicable to most floating drilling operations, to special situations dealing with deepwater drilling and collapse, to the special considerations required for guidelineless drilling and to operations in cold-weather conditions and H2S considerations. It is important that all riser primary-load-path components addressed in this International Standard be consistent with the load classifications specified in ISO 13625.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production — Partie 1: Conception et exploitation des tubes prolongateurs pour les forages en mer
L'ISO 13624-1:2009 porte sur la conception, la sélection, le fonctionnement et la maintenance des tubes prolongateurs pour les forages flottants. Elle fait office de référence pour les concepteurs, ainsi que pour les personnes qui sélectionnent les composants du système et qui utilisent et entretiennent cet équipement. Elle repose sur des principes d'ingénierie et sur l'expérience acquise des exploitants, entrepreneurs et fabricants hauturiers. Les tubes prolongateurs pour les forages en mer sont essentiellement perçus comme un système. Il est nécessaire que les concepteurs, les entrepreneurs et les exploitants conçoivent et sélectionnent les composants individuels de manière à s'adapter aux performances globales dudit système. Pour les besoins de l'ISO 13624-1:2009, un tube prolongateur pour les forages en mer est composé d'un système tensionneur et de tous les équipements placés entre le joint flexible/joint à rotule supérieur et le bas du tube de cuvelage extérieur du conducteur de tête de puits. Il exclut spécifiquement le dériveur. De même, l'applicabilité de l'ISO 13624-1:2009 se limite aux opérations d'un bloc d'obturation de puits sous-marin déployé au niveau des fonds marins. L'ISO 13624-1:2009 s'applique directement aux opérations de forage le plus flottant ainsi qu'aux situations particulières de forage en eau profonde et écrasements. Les considérations particulières requises pour les forages sans câble de guidage sont également traitées, ainsi que les conditions par temps froid et les considérations H2S. Il est important que les principaux composants du chemin de charge du tube abordés dans l'ISO 13624-1:2009 soient conformes aux classifications de charge spécifiées dans l'ISO 13625.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13624-1
First edition
2009-11-15
Petroleum and natural gas industries —
Drilling and production equipment —
Part 1:
Design and operation of marine drilling
riser equipment
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de
production —
Partie 1: Conception et exploitation des tubes prolongateurs pour les
forages en mer
Reference number
©
ISO 2009
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Contents Page
Foreword .v
Introduction.vi
1 Scope.1
2 Normative references.1
3 Terms, definitions, and abbreviations.2
3.1 Terms and definitions .2
3.2 Abbreviations.10
4 Component function and selection .11
4.1 Introduction.11
4.2 Component selection criteria.11
4.3 Marine drilling riser system.11
4.4 Tensioner system .13
4.5 Diverter system (surface) .14
4.6 Telescopic joint (slip joint).14
4.7 Riser joints .16
4.8 Lower marine riser package (LMRP) .17
4.9 Flex and ball joints .18
4.10 Flexible choke and kill lines .19
4.11 Riser running equipment.20
4.12 Riser-mounted choke/kill and auxiliary lines .21
4.13 Buoyancy equipment .22
4.14 Specialty equipment.23
5 Riser response analysis .24
5.1 General considerations.24
5.2 Riser analysis procedure.24
5.3 Design.25
5.4 General riser modelling and analysis approach .29
5.5 Coupled/decoupled analysis methodology .35
5.6 Drift-off/drive-off analysis methodology.36
5.7 Weak-point analysis methodology .37
5.8 Recoil analysis methodology.38
5.9 High-current environment .38
5.10 Hang-off analysis methodology.41
6 Riser operations .44
6.1 Introduction.44
6.2 Rise operations manual.44
6.3 Drilling-riser-operations information systems .44
6.4 Preparing to run riser.45
6.5 Riser running and retrieval.48
6.6 Installed riser operations.51
6.7 Emergency disconnect — Sudden storm, drive-/drift-off .57
7 Riser integrity .58
7.1 Basis of inspection requirements.58
7.2 Maintenance after riser retrieval .62
7.3 Other riser system maintenance.62
7.4 Transportation, handling, and storage.62
7.5 Scheduled field inspection and maintenance .64
7.6 In-service inspection.64
7.7 Guidance on components for inspection.68
7.8 Inspection objectives and acceptance criteria .69
7.9 Operational records for riser components .71
8 Special situations .73
8.1 Deep-water drilling.73
8.2 Guidelineless systems .76
8.3 Cold weather considerations.76
8.4 Riser collapse considerations.77
8.5 H S considerations.78
Annex A (informative) Riser analysis data worksheet.79
Annex B (informative) Fatigue .83
Annex C (informative) Sample riser calculations.85
Annex D (informative) Example riser running procedure .96
Annex E (informative) Sample calculation of maximum and minimum TJ stroke arising from
space-out tolerance, riser stretch, draft, tide, heave and offset.98
Bibliography .102
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Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 13624-1 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 4, Drilling and production
equipment.
ISO 13624 consists of the following parts, under the general title Petroleum and natural gas industries —
Drilling and production equipment:
⎯ Part 1: Design and operation of marine drilling riser equipment
⎯ Part 2: Deepwater drilling riser methodologies, operations, and integrity technical report (Technical
Report)
Introduction
Since the first edition of API RP 16Q was first issued in November, 1993, hydrocarbon exploration in
deep-water environments has increased significantly. As a consequence of this, the need has been identified
to update that code of practice to address the issues of deep-water drilling risers in sufficient detail to
supplement API RP 16Q for drilling in water depths up to 3 048 m (10 000 ft).
Under the auspices of the DeepStar programme, substantial work was commissioned during 1999 and 2000
by the DeepStar Drilling Committee 4502 and lead to the development by several contractors of Deep-water
Drilling Riser Methodologies, Operations, and Integrity Guidelines in February 2001. These guidelines were
intended to supplement the existing text of API RP 16Q (1993). In a subsequent Joint Industry Project funded
by DeepStar 5500 and in collaboration with API, these guidelines were supplemented with other identified
revisions to produce a draft update second edition of API RP 16Q and an associated API Technical Report
16TR1, designed to be read in conjunction with the revised API RP 16Q and to supplement its contents, by
providing additional guidance on recommended riser analysis methodologies through detailed explanations,
step-by-step procedures and worked examples.
API publications can be used by anyone desiring to do so. Every effort has been made to assure the accuracy
and reliability of the data contained in them. It is the responsibility of the users of this part of ISO 13624 to
ensure that its use does not result in any loss or damage or in the violation of any federal, state, or municipal
regulation.
Annex A through Annex E are informative.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 13624-1:2009(E)
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production
equipment —
Part 1:
Design and operation of marine drilling riser equipment
1 Scope
This part of ISO 13624 pertains to the design, selection, operation and maintenance of marine riser systems
for floating drilling operations. Its purpose is to serve as a reference for designers, for those who select system
components, and for those who use and maintain this equipment. It relies on basic engineering principles and
the accumulated experience of offshore operators, contractors, and manufacturers.
NOTE Technology is advancing in this field and improved methods and equipment are continually evolving. Each
owner and operator is encouraged to observe the recommendations outlined herein and to supplement them with other
proven technology that can result in more cost effective, safer, and/or more reliable performance.
The marine drilling riser is best viewed as a system. It is necessary that designers, contractors, and operators
realize that the individual components are recommended and selected in a manner suited to the overall
performance of that system. For the purposes of this part of ISO 13624, a marine drilling riser system includes
the tensioner system and all equipment between the top connection of the upper flex/ball joint and the bottom
of wellhead conductor outer casing. It specifically excludes the diverter. Also, the applicability of this part of
ISO 13624 is limited to operations with a subsea BOP stack deployed at the seafloor.
Clauses 1 through 7 of this part of ISO 13624 are directly applicable to most floating drilling operations.
Special situations are addressed in 8.1 and 8.4 dealing with deep-water drilling and collapse. The special
considerations required for guidelineless drilling are addressed in 8.2. In addition, 8.3 and 8.5 address
operations in cold-weather conditions and H S considerations.
It is important that all riser primary-load-path components addressed in this part of ISO 13624 be consistent
with the load classifications specified in ISO 13625.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
ISO 13625, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Marine drilling riser
couplings
BS 7910, Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures
3 Terms, definitions, and abbreviations
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1.1
accumulator
〈BOP〉 pressure vessel charged with gas (nitrogen) over liquid and used to store hydraulic fluid under pressure
for operation of blowout preventers
3.1.2
accumulator
〈riser tensioner〉 pressure vessel charged with gas (generally nitrogen) over liquid that is pressurized on the
gas side from the tensioner high-pressure gas supply bottles and supplies high-pressure hydraulic fluid to
energize the riser tensioner cylinder
3.1.3
actuator
mechanism for the remote or automatic operation of a valve or choke
3.1.4
air-can buoyancy
tension applied to the riser string by the net buoyancy of an air chamber created by a closed top, open-bottom
cylinder forming an air-filled annulus around the outside of the riser pipe
3.1.5
annulus
space between two pipes when one pipe is inside the other
3.1.6
apparent weight
effective weight
submerged weight
weight minus buoyancy
NOTE Apparent weight is commonly referred to as weight in water, wet weight, submerged weight, or effective
weight.
3.1.7
auxiliary line
conduit (excluding choke-and-kill lines) attached to the outside of the riser main tube
EXAMPLE Hydraulic supply line, buoyancy-control line, mud-boost line.
3.1.8
back pressure
pressure resulting from restriction of fluid flow downstream
3.1.9
ball joint
ball-and-socket assembly that has a central through-passage equal to or greater than the riser internal
diameter and that may be positioned in the riser string to reduce local bending stresses
3.1.10
blowout
uncontrolled flow of well fluids from the wellbore
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3.1.11
blowout preventer
BOP
device attached immediately above the casing, which can be closed to shut in the well
3.1.12
blowout preventer
〈annular type〉 remotely controlled device which can form a seal in the annular space around any object in the
wellbore or upon itself
NOTE Compression of a reinforced elastomer packing element by hydraulic pressure effects the seal.
3.1.13
BOP stack
assembly of well-control equipment, including BOPs, spools, valves, hydraulic connectors and nipples, that
connects to the subsea wellhead
NOTE Common usage of this term sometimes includes the lower marine riser package (LMRP).
3.1.14
bottom-hole assembly
BHA
assembly composed of the bit, stabilizers, reamers, drill collars, various types of subs, etc., that is connected
to the bottom of a string of drillpipe
3.1.15
box
female member of a riser coupling, C&K line stab assembly or auxiliary line stab assembly
3.1.16
breech-block coupling
coupling that is engaged by rotation of one member into an interlock with another member by an angle of
rotation of 90 ° or less
3.1.17
buoyancy-control line
auxiliary line dedicated to controlling, charging or discharging air-can buoyancy chambers
3.1.18
buoyancy equipment
devices added to riser joints to reduce their apparent weight, thereby reducing riser top tension requirements
NOTE The devices normally used for risers take the form of syntactic foam modules or open-bottom air chambers.
3.1.19
choke-and-kill line
C&K line
kill line
external conduit arranged laterally along the riser pipe and used for circulation of fluids into and out of the
wellbore to control well pressure
3.1.20
control pod
assembly of subsea valves and regulators that, when activated from the surface, directs hydraulic fluid
through special porting to operate BOP equipment
3.1.21
coupling
mechanical means for joining two sections of riser pipe in an end-to-end engagement
3.1.22
diverter
device attached to the wellhead or marine riser to close the vertical flow path and direct well flow away from
the drill-floor and rig
3.1.23
dog-type coupling
coupling having wedges (dogs) that are mechanically driven between the box and pin for engagement
3.1.24
drape hose
flexible line connecting a choke, kill or auxiliary line terminal fitting on the telescopic joint to the appropriate
piping on the rig structure
NOTE A U-shaped bend or “drape” in this line allows for relative movement between the inner barrel of the telescopic
joint and the outer barrel of the telescopic joint as the vessel moves.
3.1.25
drift-off
unintended lateral move of a dynamically positioned vessel off of its intended location relative to the wellhead,
generally caused by loss of stationkeeping control or propulsion
3.1.26
drilling fluid
mud
water- or oil-based fluid circulated down the drillpipe into the well and back up to the rig for purposes including
containment of formation pressure, the removal of cuttings, bit lubrication and cooling, treating the wall of the
well and providing a source for well data
3.1.27
drive-off
unintended move of a dynamically positioned vessel off location driven by the vessel's main propulsion or
stationkeeping thrusters
3.1.28
dynamic positioning
automatic stationkeeping
computerized means of maintaining a vessel on location by selectively driving thrusters
3.1.29
dynamic tension limit
maximum allowable pressure multiplied by the effective hydraulic area, divided by the number of line parts
3.1.30
effective hydraulic cylinder area
net area of moving parts exposed to tensioner hydraulic pressure
3.1.31
effective tension
tension that controls the stability of risers
See 5.4.4.
3.1.32
factory acceptance testing
testing by a manufacturer of a particular product to validate its conformance to performance specifications and
ratings
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3.1.33
fail safe
term applied to equipment or a system so designed that, in the event of failure or malfunction of any part of
the system, devices are automatically activated to stabilize or secure the safety of the operation
3.1.34
fillup line
line through which fluid is added to the riser annulus
3.1.35
flange-type coupling
coupling having two flanges joined by bolts
3.1.36
fleet angle
angle between the vertical axis and a riser tensioner line at the point where the line connects to the telescopic
joint
See Figure 1.
3.1.37
flex joint
steel and elastomer assembly that has a central through-passage equal to or greater in diameter than the riser
bore and that may be positioned in the riser string to reduce local bending stresses
3.1.38
gooseneck
type of terminal fitting using a pipe section with a semicircular bend to achieve a nominal 180° change in flow
direction
3.1.39
guidelineless re-entry
establishment of pressure-containing connection between the BOP stack and the subsea wellhead or between
the LMRP and the BOP stack using a TV image and/or acoustic signals instead of guidelines to guide the
orientation and alignment
3.1.40
handling tool
running tool
device that joins to the upper end of a riser joint to permit lifting and lowering of the joint and the assembled
riser string in the derrick by the elevators
3.1.41
heave
vessel motion in the vertical direction
3.1.42
hot spot stress
local peak stress
highest stress in the region or component under consideration
NOTE The basic characteristic of a peak stress is that it causes no significant distortion and is principally
objectionable as a possible initiation site for a fatigue crack. These stresses are highly localized and occur at geometric
discontinuities.
3.1.43
hydraulic connector
mechanical connector that is activated hydraulically and connects the BOP stack to the wellhead or the LMRP
to the BOP stack
3.1.44
hydraulic supply line
auxiliary line from the vessel to the subsea BOP stack that supplies control system operating fluid to the
LMRP and BOP stack
3.1.45
instrumented riser joint
IRJ
riser joint equipped with sensors for monitoring parameters, such as tension in the riser pipe wall, riser angular
offset, annulus fluid temperature and pressure, etc.
3.1.46
jumper hose
flexible section of choke, kill or auxiliary line that provides a continuous flow around a flex/ball joint while
accommodating the angular motion at the flex/ball joint
3.1.47
key-seating
formation of a longitudinal slot in the bore of a riser system component caused by frictional wear of the
rotating drillstring on the riser component
3.1.48
landing joint
riser joint temporarily attached above the telescopic joint used to land the BOP stack on the wellhead when
the telescopic joint is collapsed and pinned
3.1.49
landing shoulder
riser support shoulder
shoulder or projection on the external surface of a riser coupling or other riser component for supporting the
riser and BOP stack during deployment and retrieval
3.1.50
lower marine riser package
LMRP
upper section of a two-section subsea BOP stack consisting of a hydraulic connector, annular BOP, flex joint,
riser adapter, jumper hoses for the choke, kill and auxiliary lines, and subsea control pods
NOTE This interfaces with the lower subsea BOP stack.
3.1.51
made-up length
actual length contributed to a riser string by a made-up riser component (overall component length minus
box/pin engagement)
3.1.52
make-up time
riser coupling
time period beginning when the box and pin are stabbed and ending when the coupling is fully preloaded
3.1.53
make-up tool
preload tool
device used to engage and/or preload coupling members
3.1.54
marine drilling riser
tubular conduit serving as an extension of the wellbore from the equipment on the wellhead at the seafloor to
a floating drilling rig
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3.1.55
maximum tensioner setting
maximum setting that, when added with dynamic variations, is less than the dynamic tension limit (3.1.29)
3.1.56
mud-boost line
auxiliary line that provides supplementary drilling fluid from the surface and injects it into the riser at the top of
the LMRP to assist in the circulation of drill cuttings up the marine riser, when required
3.1.57
nipple up
assemble a system of fluid handling components
3.1.58
nominal stress
stress calculated using the nominal pipe wall dimensions of the riser at the location of concern
3.1.59
pin
male member of a riser coupling or a choke, kill or auxiliary line stab assembly
3.1.60
preload
compressive bearing load developed between box and pin members at their interface
NOTE This is accomplished by elastic deformation during make-up of the coupling.
3.1.61
protector, box
protector, pin
cap or cover used to protect the box or pin from damage during storage and handling
3.1.62
pup joint
shorter than standard length riser joint
3.1.63
rated load
nominal applied loading condition used during riser design, analysis and testing based on maximum
anticipated service loading
See API Spec 16F.
3.1.64
response amplitude operator
RAO
〈regular waves〉 ratio of a vessel's motion to the wave amplitude causing that motion and presented over a
range of wave periods
3.1.65
riser adapter
crossover between riser and flex/ball joint
3.1.66
riser annulus
space around a pipe (drillpipe, casing or tubing) suspended in a riser
NOTE Its outer boundary is the internal surface of the riser pipe.
3.1.67
riser connector
LMRP connector
hydraulically operated connector that joins the LMRP to the top of the BOP stack
3.1.68
riser disconnect
operation of unlatching of the riser connector to separate the riser and LMRP from the BOP stack
3.1.69
riser hang-off system
means for supporting a disconnected deep-water riser from the drilling vessel during a storm without inducing
excessive stresses in the riser
3.1.70
riser hang-off tool
tool used to latch onto an interior profile in the riser and connect it to the motion compensator
3.1.71
riser joint
section of riser main tube having the ends fitted with a box and pin and including choke, kill and (optional)
auxiliary lines and their support brackets
3.1.72
riser main tube
riser pipe
seamless or electric-welded pipe that forms the principal conduit of the riser joint
NOTE The riser main tube is the conduit for guiding the drillstring and containing the return fluid flow from the well.
3.1.73
riser recoil system
means of limiting the upward acceleration of the riser when a disconnect is made at the riser connector
3.1.74
riser spider
device having retractable jaws or dogs used to support the riser string on the uppermost coupling support
shoulder during deployment and retrieval of the riser
3.1.75
riser string
deployed assembly of riser joints
3.1.76
riser tensioner
means for providing and maintaining top tension on the deployed riser string to prevent buckling
3.1.77
riser tensioner ring
structural interface of the telescopic joint outer barrel and the riser tensioners
3.1.78
rotary kelly bushing
RKB
bushing that sits on top of the rotary table
NOTE It transmits torque from the rotary table to the kelly and is commonly used as a reference for vertical
measurements from the drill-floor.
8 © ISO 2009 – All rights reserved
3.1.79
stab
mating box and pin assembly that provides a pressure-tight engagement of two pipe joints
NOTE An external mechanism is usually used to keep the box and pin engaged.
EXAMPLE Riser joint choke and kill stabs are retained in the stab mode by the make-up of the riser coupling.
3.1.80
standard riser joint
joint of typical length for a particular drilling vessel's riser storage racks, the derrick V-door size, riser-handling
equipment capacity or a particular riser purchase
3.1.81
storm disconnect
riser disconnect to avoid excessive loading from vessel motions amplified by inclement weather conditions
3.1.82
strakes
helically wound appendages attached to the outside of the riser to suppress vortex induced vibrations
3.1.83
stress amplification factor
SAF
F
SA
value equal to the local peak alternating stress in a component (including welds) divided by the nominal
alternating stress in the pipe wall at the location of the component
NOTE This factor is used to account for the increase in the stresses caused by geometric stress amplifiers that occur
in riser components.
3.1.84
thrust collar
device for transmitting the buoyant force of a buoyancy module to the riser joint
3.1.85
subsea fill-up valve
special riser joint having a valve means to allow the riser annulus to be opened to the sea
NOTE To prevent riser pipe collapse, the valve can be opened by an automatic actuator controlled by a differential-
pressure sensor.
3.1.86
support bracket
bracket positioned at intervals along a riser joint that provides intermediate radial and lateral support from the
riser main tube to the choke, kill and auxiliary lines
3.1.87
surge
vessel motion along the fore/aft axis
3.1.88
sway
vessel motion along the port/starboard axis
3.1.89
syntactic foam
typically, a composite material of spherical fillers in a matrix or binder
3.1.90
telescopic joint
slip joint
riser joint having an inner barrel and an outer barrel with a means of sealing between them
NOTE The inner and outer barrels of the telescopic joint move relative to each other to compensate for the required
change in the length of the riser string as the vessel experiences surge, sway, and heave.
3.1.91
telescopic joint packer
means of sealing the annular space between the inner and outer barrels of the telescopic joint
3.1.92
terminal fitting
connection between a rigid choke, kill or auxiliary line on a telescopic joint and its drape hose, effecting a
nominal 180° turn in flow direction
3.1.93
threaded-union coupling
coupling having mating threaded members on the pin and box to form the engagement
NOTE The threads on one side of the coupling are free to rotate relative to the riser pipe, so it is not necessary that
that the joint rotate to make up the coupling. The threads do not form the seal.
3.1.94
tension ring
support ring around the top of the joint where tensioner lines are attached
3.1.95
type certification testing
testing by a manufacturer of a representative specimen (or prototype) of a product that qualifies the design
and, therefore, validates the integrity of other products of the same design, materials and manufacture
3.1.96
vortex induced vibration
in-line and transverse oscillation of a riser in a current induced by the periodic shedding of vortices
3.1.97
wellhead connector
stack connector
hydraulically operated connector that joins the BOP stack to the subsea wellhead
3.2 Abbreviations
BOP blowout preventer
DP dynamic positioning
DTL dynamic tension limit
ID internal diameter
LFJ lower flex joint
LMRP lower marine riser package
OD outside diameter
RAO response amplitude operator
10 © ISO 2009 – All rights reserved
RKB rotary kelly bushing
ROV remotely operated vehicle
SAF stress amplification factor
UFJ upper flex joint
4 Component function and selection
4.1 Introduction
General requirements common to all components are outlined in 4.2 and, where appropriate, individual
components are addressed in the rest of Clause 4. The following general format is used:
a) function: the basic function of the component is described;
b) typical designs: examples of typical designs are presented;
c) selection criteria: general performance requirements are outlined.
4.2 Component selection criteria
Design of a riser system begins with an assessment of expected operating conditions and an engineering
analysis to establish parameters, such as tensile, bending and combined stresses (maximum and mean),
buoyancy requirements, top tension requirements, vessel response amplitude operators (RAOs), etc. Other
factors influencing riser system design include riser length (water depth), dimensional requirements (bore, wall
thickness, etc.), internal pressure rating, choke/kill, and auxiliary-line specifications, make-up method, storage
and handling conditions, operating economy, etc. Once established, these riser-system design criteria should
permit the selection of riser components that suit the application.
All riser primary-load-path components addressed in this part of ISO 13624 shall be consistent with the load
classifications specified in ISO 13625.
4.3 Marine drilling riser system
The marine riser system forms an extension of the wellbore from the blowout preventer (BOP) stack to the
drilling vessel; see Figure 1.
The primary functions of the marine riser system are to
a) provide for fluid communication between the well and the drilling vessel
1) in the riser annulus under normal drilling conditions,
2) through the choke-and-kill lines when the BOP stack is being used to control the well;
b) support the choke, kill and auxiliary lines;
c) guide tools into the well;
d) serve as a running and retrieving string for the BOP stack.
6 9
Key
1 rotary kelly bushing (RKB) 8 choke line 15 flex/ball joint
2 rotary 9 fleet angle 16 riser/BOP jumper hose
3 diverter 10 kill drape hose 17 LMRP connector
4 telescopic joint inner barrel 11 telescopic joint outer barrel 18 lower marine riser package (LMRP)
5 diverter flex/ball joint 12 kill line 19 blowout preventer (BOP) stack
6 tensioner line 13 riser coupling 20 wellhead connector
7 choke drape hose 14 marine riser joints
Figure 1 — Marine riser system and associated equipment
12 © ISO 2009 – All rights reserved
4.4 Tensioner system
4.4.1 Function
Tensioner units are used to apply vertical force to the top of the marine drilling riser to control its stresses and
displacements. The units are normally located on the drilling vessel near the periphery of the drill-floor. They
provide a nearly constant axial tension to the riser while the floating drilling vessel moves vertically and
laterally in response to the wind, waves and current.
4.4.2 Typical design
A typical tensioner unit uses a hydraulic ram with large-volume, air-filled auxiliary pressure vessels (APV) to
maintain a nearly constant pressure/tension on a line (wire rope). One end of the line is attached at the vessel
and the other is attached to the outer barrel of the telescopic joint. Typically, a four-part line-reeving system is
used so that the piston stroke is equal to one-quarter of the vessel heave. The number and rating of tensioner
units used determines the total capacity of the tensioner system. The tension applied by each unit can be
varied up to its design capacity by increasing or decreasing the applied air pressure. The tensioner system
should be capable of providing sufficient tension based upon the maximum rated water depth, maximum
expected mud weight, and other loadings determined from riser analyses.
Direct-acting hydraulic rod-cylinder tensioners are also used on deep-water drilling vessels.
Designs for tensioner systems are described in ISO/TR 13624-2:—, Clause 4.
4.4.3 Selection criteria
Some important considerations for designing an effective tensioner system are as follows.
a) Fleet angle: The idler sheaves should be placed so as to minimize the fleet angle. This maximizes the
vertical component of tension, minimizes the horizontal component and increases wireline life.
Because of the fleet angle, the vertical tension applied to the outer barrel of the telescopic joint is less
than the tension supplied by the tensioner system. A reduction factor (see 5.3.2) should be used to
reconcile these parameters.
b) Wireline life: Wireline life is a function of many parameters, including wire-rope construction, sheave
diameter, applied tension, operating circumstances relating to travel, etc. See APl RP 9B.
c) Accumulators and air-pressure vessels: Each tensioner unit should have an accumulator that is large
enough to store a volume of hydraulic fluid greater than the cylinder volume. Large air-pressure vessels
reduce pressure changes caused by the compression and expansion of the stored air as the tensioner
strokes in and out.
d) Fluid and air flow requirements: Properly sized lines reduce tension variations caused by piping-system
pressure losses.
A list of hydraulic fluids compatible with the tensioner units should be specified by the tensioner
manufacturer.
e) Friction and inertia losses: Seal friction, sheave friction and inertia of sheaves, wire rope, tensioner rods,
and pistons all contribute to variations in the wireline tension.
f) Dynamic tension limit (DTL): Tensioner ratings are defined differently by various manufacturers. This part
of ISO 13624 defines a dynamic tension limit, F , as given in Equation (1); see also 3.1.29:
DTL
(1)
F =×PA N
DTL A CYL LP
where
P is the maximum allowable system operating pressure;
A
A is the effective hydraulic area;
CYL
N is the number of line parts.
LP
⎯ All components in a riser-system installation, including piping, should be designed for the maximum
allowable working pressure. See ASME UG 125-136 for relief-valve-setting criteria.
⎯ The tensioner system should be designed to permit one unit to be out of service for maintenance or
repair without jeopardizing the ability of the remaining tensioner units to provide the required tension
to the marine drilling riser. A unit may be either a single tensioner or a pair of tensioners, depending
on specific design.
g) Maximum tension setting: The maximum tension setting should not exceed 90 % of the F so that the
DTL
maximum tension, including dynamic variations, is less than the F .
DTL
h) Velocity-limiting device: Some type of flow-control device is normally located in the line between the fluid
port on each tensioner and its respective air/liquid interface bottle. This device should offer minimal
resistance to fluid flow during all anticipated heave velocities. However, if a tensioner wireline should
break or other failure occur that allows the tensioner to stroke out at an uncontrolled rate, this flow-control
valve should sense the abnormally high fluid flow rate and immediately stop or greatly reduce the fluid
flow into the tensioner.
4.5 Diverter system (surface)
4.5.1 Function
When drilling a top hole through the structural casing, the riser may be employed enabling the use of weighted
mud to provide overbalance, if needed. Blowout preventers (BOPs) are not in place at this stage (see 4.14.1)
because the structural casing normally lacks sufficient pressure integrity to allow shut-in. Therefore, if the well
flows, the riser directs that flow to the diverter system aboard the rig. Typically, the diverter system includes an
annular sealing device, means to both open the vent line and close the mud flowline, and a control system.
4.5.2 Location
Surface diverter systems on floating rigs are usually installed directly below the rotary table. The diverter unit
is latched into a built-in housing. The upper flex/ball joint, which is the uppermost component in a marine
drilling riser system, is usually mounted to the bottom of the diverter unit.
A subsea diverter stack may be installed on the wellhead to divert subsea.
4.5.3 Operation
APl RP 64 provides recommended practices for diverter systems equipment and operations.
4.6 Telescopic joint (slip joint)
4.6.1 Function
The basic function of the telescopic joint is to compensate for the relative translational movement between the
vessel and the riser. The outer barrel provides structural support for riser tensioner loads.
14 © ISO 2009 – All rights reserved
4.6.2 Typical design
4.6.2.1 General
A telescopic joint has an outer barrel that is connected to the drilling riser,
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 13624-1
Première édition
2009-11-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Équipement de forage et de production —
Partie 1:
Conception et exploitation des tubes
prolongateurs pour les forages en mer
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production
equipment —
Part 1: Design and operation of marine drilling riser equipment
Numéro de référence
©
ISO 2009
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Publié en Suisse
ii © ISO 2009 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction.vi
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives.1
3 Termes, définitions et termes abrégés.2
3.1 Termes et définitions .2
3.2 Termes abrégés .11
4 Fonction et sélection des composants .12
4.1 Introduction.12
4.2 Critères de sélection des composants.12
4.3 Système de tubes prolongateurs pour les forages en mer.12
4.4 Système tensionneur .14
4.5 Système dériveur (surface) .15
4.6 Joint télescopique (joint coulissant).16
4.7 Joints de tube prolongateur.17
4.8 Montage de tube prolongateur inférieur (LMRP).19
4.9 Joints flexibles et joints à rotule.20
4.10 Lignes de duse flexibles.21
4.11 Équipement de pose de tube prolongateur .22
4.12 Lignes de duse et lignes auxiliaires montées sur tube prolongateur .23
4.13 Équipement de flottaison.24
4.14 Équipements spéciaux.26
5 Analyse de la réponse du tube prolongateur .26
5.1 Considérations générales.26
5.2 Mode opératoire d'analyse du tube prolongateur.27
5.3 Conception.28
5.4 Modélisation et approche analytique générale du tube prolongateur.32
5.5 Méthodologie d'analyse couplée/découplée .40
5.6 Analyse de dérive/chasse.40
5.7 Méthodologie de l'analyse des points faibles .41
5.8 Analyse de recul .43
5.9 Environnement de courant important .43
5.10 Méthodologie d'analyse d'arrimage.46
6 Fonctionnements du tube prolongateur .49
6.1 Introduction.49
6.2 Manuel d'exploitation du tube prolongateur .49
6.3 Systèmes d'informations pour l'exploitation du tube prolongateur pour les forages.50
6.4 Préparation de la pose du tube.51
6.5 Pose et récupération du tube prolongateur.54
6.6 Opérations effectuées avec le tube prolongateur installé .57
6.7 Déconnexion en cas d'urgence — Tempête subite, dérive/chasse .64
7 Intégrité du tube prolongateur .66
7.1 Fondement des exigences en matière d'inspection .66
7.2 Maintenance après récupération du tube prolongateur.69
7.3 Maintenance des autres systèmes de tubes prolongateurs.69
7.4 Transport, manutention et stockage .70
7.5 Inspection et maintenance sur site programmées .71
7.6 Inspection en service.72
7.7 Recommandations portant sur les composants devant faire l'objet d'une inspection.76
7.8 Objectifs d'inspection et critères d'acceptation.77
7.9 Dossiers d'exploitation pour les composants du tube prolongateur.79
8 Situations spéciales .83
8.1 Forage en eau profonde.83
8.2 Systèmes sans câble de guidage.85
8.3 Considérations relatives aux conditions par temps froid .86
8.4 Considérations relatives à la rupture du tube prolongateur.87
8.5 Considérations H S .89
Annexe A (informative) Feuille de calcul des données relatives à l'analyse du tube prolongateur.90
Annexe B (informative) Fatigue .95
Annexe C (informative) Exemples de calcul du tube prolongateur .97
Annexe D (informative) Exemple de procédure de pose d'un tube prolongateur .110
Annexe E (informative) Exemple de calcul des courses maximale et minimale du joint
télescopique dues à la tolérance sur l'espace annulaire, à l'allongement du tube
prolongateur, au tirant d'eau, à la marée, au pilonnement et au déplacement du navire.112
Bibliographie .116
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Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 13624-1 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 4, Équipement de forage et de
production.
L'ISO 13624 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Industries du pétrole et du gaz
naturel — Équipement de forage et de production:
⎯ Partie 1: Conception et exploitation des tubes prolongateurs pour les forages en mer
⎯ Partie 2: Méthodologies, opérations et rapport technique d'intégrité relatifs aux tubes prolongateurs pour
forages en eaux profondes (Rapport technique)
Introduction
Depuis la première publication de l'API RP 16Q en novembre 1993, la recherche d'hydrocarbures en eaux
profondes a augmenté de manière significative. En conséquence, il s'est avéré inévitable de mettre à jour ce
code d'usages, afin de répondre aux questions liées aux tubes prolongateurs en eaux profondes de manière
suffisamment détaillée pour compléter l'API RP 16Q pour le forage jusqu'à 3 048 m (10 000 ft).
Sous les auspices du programme DeepStar, un travail important a été demandé en 1999 et 2000 par le
DeepStar Drilling Committee 4502, ce qui a incité plusieurs entrepreneurs à développer le Deepwater Drilling
Riser Methodologies, Operations, and Integrity Guidelines, en février 2001, dont les principes avaient pour
objet de compléter le texte existant de l'API RP 16Q (1993). Dans le cadre d'un projet industriel commun
subséquent initié par le DeepStar 5500 en collaboration avec l'API, ces principes ont été complétés par
d'autres révisions identifiées, afin de produire une deuxième édition de l'AP RP 16Q et un rapport technique
connexe, l'API Technical Report 16TR1, qui devaient être lus conjointement avec l'API RP 16Q révisée et
devaient le compléter en apportant des explications détaillées sur les méthodes d'analyse des tubes
prolongateurs, des modes opératoires progressifs et des exemples de mise en œuvre.
Les publications de l'API peuvent être utilisées par quiconque le souhaite. Des efforts ont été consentis pour
assurer l'exactitude et la fiabilité des données que contiennent ces documents. Il est de la responsabilité des
utilisateurs de la présente partie de l'ISO 13624 de s'assurer que son emploi n'entraîne pas de perte ni de
dommages, ni une violation des réglementations nationales, régionales ou locales applicables.
Les Annexes A à E sont informatives.
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NORME INTERNATIONALE ISO 13624-1:2009(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage
et de production —
Partie 1:
Conception et exploitation des tubes prolongateurs pour les
forages en mer
1 Domaine d'application
La présente partie de l'ISO 13624 porte sur la conception, la sélection, le fonctionnement et la maintenance
des tubes prolongateurs pour les forages flottants. Elle fait office de référence pour les concepteurs, ainsi que
pour les personnes qui sélectionnent les composants du système et qui utilisent et entretiennent cet
équipement. Elle repose sur des principes d'ingénierie et sur l'expérience acquise des exploitants,
entrepreneurs et fabricants hauturiers.
NOTE La technologie progresse dans ce domaine et les méthodes et équipements améliorés évoluent sans cesse.
Tous les propriétaires et opérateurs sont invités à observer les recommandations présentées ici et à les compléter par
d'autres technologies éprouvées pouvant générer des performances plus rentables, plus sûres et/ou plus fiables.
Les tubes prolongateurs pour les forages en mer sont essentiellement perçus comme un système. Il est
nécessaire que les concepteurs, les entrepreneurs et les exploitants conçoivent et sélectionnent les
composants individuels de manière à s'adapter aux performances globales dudit système. Pour les besoins
de la présente partie de l'ISO 13624, un tube prolongateur pour les forages en mer est composé d'un système
tensionneur et de tous les équipements placés entre le joint flexible/joint à rotule supérieur et le bas du tube
de cuvelage extérieur du conducteur de tête de puits. Il exclut spécifiquement le dériveur. De même,
l'applicabilité de la présente partie de l'ISO 13624 se limite aux opérations d'un bloc d'obturation de puits
sous-marin déployé au niveau des fonds marins.
Les Articles 1 à 7 de la présente partie de l'ISO 13624 s'appliquent directement aux opérations de forage le
plus flottant. Des cas particuliers sont abordés en 8.1 et 8.4, traitant du forage en eau profonde et des
écrasements. Les considérations particulières requises pour les forages sans câble de guidage sont abordées
en 8.2. En outre, les paragraphes 8.3 et 8.5 abordent les conditions par temps froid et les considérations H S.
Il est important que les principaux composants du chemin de charge du tube abordés dans la présente partie
de l'ISO 13624 soient conformes aux classifications de charge spécifiées dans l'ISO 13625.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document de référence s'applique (y compris les éventuels amendements).
ISO 13625, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production — Connecteurs
de tubes prolongateurs pour forages en mer
BS 7910, Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures
3 Termes, définitions et termes abrégés
3.1 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1.1
accumulateur
〈bloc obturateur de puits〉 appareil sous pression contenant du gaz (azote) mélangé au liquide, utilisé pour
stocker le fluide hydraulique sous pression et permettant le fonctionnement des blocs obturateurs de puits
3.1.2
accumulateur
〈tensionneur de tube prolongateur〉 appareil sous pression contenant du gaz (de l'azote, en général) mélangé
à du liquide mis sous pression du côté du gaz à partir des bouteilles d'alimentation en gaz haute pression du
tensionneur et alimentant le cylindre du tensionneur de tube en fluide hydraulique haute pression
3.1.3
actionneur
mécanisme permettant le fonctionnement distant ou automatique d'une soupape ou d'une duse
3.1.4
flottaison de ballast
tension appliquée sur la colonne du tube prolongateur par la flottaison nette d'un réservoir d'air, créée par un
cylindre dont le haut est fermé et le bas ouvert, formant un espace annulaire rempli d'air autour de la partie
extérieure de la colonne montante
3.1.5
espace annulaire
espace entre deux tuyaux lorsque l'un se trouve à l'intérieur de l'autre
3.1.6
poids apparent
masse effective
poids immergé
poids moins la flottaison
NOTE Le poids apparent est souvent appelé poids dans l'eau, poids humide, poids immergé ou masse effective.
3.1.7
ligne auxiliaire
conduit (hors duse et lignes de duse) connecté à l'extérieur de la colonne de direction du tube prolongateur
EXEMPLE Conduite d'alimentation hydraulique, ligne de contrôle de flottaison, ligne d'admission de boues.
3.1.8
contre-pression
pression provoquée par un étranglement placé en aval du fluide
3.1.9
joint à rotule
assemblage à rotule dont le passage central est supérieur ou égal au diamètre intérieur du tube prolongateur
et qui peut être placé dans la colonne du tube prolongateur afin de réduire les contraintes de flexion locales
3.1.10
éruption
flux incontrôlé de fluides à partir du puits
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3.1.11
bloc obturateur de puits
BOP
dispositif placé immédiatement au-dessus du tube de cuvelage et qui peut permettre de fermer le puits
3.1.12
bloc obturateur de puits
〈type annulaire〉 dispositif contrôlé à distance et pouvant faire office de joint dans un espace annulaire autour
d'un objet à l'intérieur ou au-dessus du puits
NOTE La compression d'un élément de remblayage élastomère renforcé par la pression hydraulique a un impact sur
le joint.
3.1.13
bloc d'obturation de puits
assemblage d'un équipement de contrôle d'un puits, composé d'un bloc obturateur de puits, de manchettes
de raccordement, de soupapes, de connecteurs hydrauliques et de duses, permettant de procéder au
raccordement avec la tête de puits sous-marine
NOTE Parfois, l'utilisation de ce terme implique le module de tube prolongateur inférieur.
3.1.14
assemblage de fond
BHA
bottom-hole assembly
assemblage composé d'un trépan, de stabilisateurs, d'aléseurs, de masses-tiges, de différents types de
raccords doubles femelles, etc., le tout connecté à la partie inférieure d'une colonne de tige de forage
3.1.15
joint à filetage femelle
extrémité femelle d'un couplage de tube prolongateur, d'un assemblage de stabilisation de ligne de duse ou
d'un assemblage de stabilisation de ligne auxiliaire
3.1.16
couplage de bloc de culasse
couplage engagé par rotation d'un élément dans un système asservi avec un autre élément selon un angle de
rotation de 90° au maximum
3.1.17
ligne de contrôle de flottaison
ligne auxiliaire permettant de contrôler, de charger ou de décharger les réservoirs de flottaison du ballast
3.1.18
équipement de flottaison
dispositifs associés aux joints de tube prolongateur afin de réduire leur poids apparent, et ainsi limiter les
exigences en matière de tension supérieure du tube prolongateur
NOTE En règle générale, les dispositifs utilisés pour les tubes prolongateurs se présentent sous la forme de mousse
syntactique ou de réservoirs d'air ouverts face intérieure.
3.1.19
ligne de duse
conduits externes disposés de manière latérale le long de la colonne montante et permettant la circulation des
fluides à l'intérieur et à l'extérieur du puits afin de contrôler la pression du puits
3.1.20
boîtier de commande
assemblage de soupapes et de régulateurs sous-marins qui, lorsqu'il est activé à partir de la surface, permet
de diriger le fluide hydraulique par un système de portage particulier afin de faire fonctionner le bloc
obturateur de puits
3.1.21
couplage
système mécanique permettant d'assembler deux sections de la colonne montante dans un embrayage de
bout en bout
3.1.22
dériveur
dispositif associé à la tête de puits ou au tube prolongateur pour fermer le circuit vertical et éloigner le débit du
puits du plancher de forage et de l'appareil de forage
3.1.23
couplage à dents
couplage dont les biseaux (dents) sont actionnés mécaniquement entre le joint à filetage femelle et la broche
pour l'engrènement
3.1.24
flexible
flexible d'injection permettant de raccorder la terminaison d'une ligne de duse ou d'une ligne auxiliaire du joint
télescopique au bon tuyau de la structure de forage
NOTE L'élément cintré en forme de U (ou «flexible») de cette ligne assure le mouvement relatif entre les tubes
intérieur et extérieur du joint télescopique au fil des mouvements du navire.
3.1.25
dérive
mouvement latéral intempestif d'un navire à positionnement dynamique depuis son emplacement prévu par
rapport à la tête de puits, en général engendré par une perte de contrôle du maintien en position ou de la
propulsion
3.1.26
fluide de forage
boue
fluide à base d'eau ou de pétrole circulant dans la tige de forage vers la tête de puits, puis revenant vers
l'appareil de forage, permettant le confinement de la pression de formation, la suppression des intrusions d'air,
la lubrification et le refroidissement du trépan, le traitement de la paroi du puits et l'apport d'une source pour
les données du puits, entre autres
3.1.27
chasse
déplacement intempestif d'un navire à positionnement dynamique, généré par la propulsion principale ou par
les propulseurs de maintien en position du navire
3.1.28
positionnement dynamique
maintien en position automatique
moyen informatique de maintien en position d'un navire par actions sélectives sur les propulseurs
3.1.29
limite de tension dynamique
pression maximale admissible multipliée par la surface hydraulique effective, le tout divisé par le nombre de
brins
4 © ISO 2009 – Tous droits réservés
3.1.30
surface hydraulique effective du cylindre
surface nette des parties mobiles exposée à la pression hydraulique du tensionneur
3.1.31
tension effective
tension permettant de contrôler la stabilité des tubes prolongateurs
Voir 5.4.4.
3.1.32
essai de réception en usine
essai réalisé par le fabricant d'un produit particulier visant à valider sa conformité aux critères de performance
et aux caractéristiques nominales
3.1.33
sécurité intrinsèque
terme appliqué à un équipement ou à un système conçu de telle sorte que, en cas de défaillance ou de
dysfonctionnement d'un élément du système, les dispositifs sont automatiquement activés pour stabiliser ou
sécuriser le fonctionnement
3.1.34
ligne de remplissage
ligne par laquelle le fluide est ajouté à l'espace annulaire du tube prolongateur
3.1.35
couplage à brides
couplage dont les deux brides sont assemblées par des boulons
3.1.36
angle de déflexion
angle entre l'axe vertical et un câble tensionneur du tube prolongateur au point de raccordement de la ligne
au joint télescopique
Voir Figure 1.
3.1.37
joint flexible
assemblage en acier et élastomère dont le diamètre du passage central est supérieur ou égal à l'alésage du
tube prolongateur et qui peut être placé dans la colonne du tube prolongateur afin de réduire les contraintes
de flexion locales
3.1.38
col de cygne
type de terminaison utilisant une section de tuyau à pli semi-circulaire permettant d'obtenir une modification
nominale de 180° de la direction du débit
3.1.39
rentrée sans câble de guidage
établissement d'un raccordement sous pression entre le bloc d'obturation de puits et la tête de puits sous-
marine, ou entre le LMRP et le bloc d'obturation de puits, à l'aide d'une image télévisée et/ou de signaux
acoustiques en lieu et place des lignes de guidage, afin de procéder à l'orientation et à l'alignement
3.1.40
outil de manutention
outil de pose
dispositif assemblant un joint sur l'extrémité supérieure d'un tube prolongateur permettant aux élévateurs de
soulever et d'abaisser le joint et la colonne du tube prolongateur assemblée dans le derrick
3.1.41
pilonnement
mouvement vertical du navire
3.1.42
contrainte au point chaud
charge de pointe locale
contrainte la plus élevée dans la région ou le composant considéré
NOTE Une charge de pointe présente la caractéristique principale de n'engendrer aucune déformation significative et
ne peut être principalement acceptée comme une source possible de fissures de fatigue. Ces charges sont très localisées
et se produisent au niveau des discontinuités géométriques.
3.1.43
connecteur hydraulique
connecteur mécanique activé de manière hydraulique et permettant de raccorder le bloc d'obturation de puits
à la tête de puits, ou le LMRP au bloc d'obturation de puits
3.1.44
conduite d'alimentation hydraulique
ligne auxiliaire placée entre le navire et le bloc d'obturation de puits sous-marin, acheminant le fluide de
fonctionnement du système de contrôle vers le LMRP et le bloc d'obturation de puits
3.1.45
joint de tube prolongateur appareillé
IRJ
instrumented riser joint
joint de tube prolongateur doté de capteurs permettant de surveiller les paramètres tels que la tension dans la
paroi de la colonne montante, le mouvement angulaire du tube prolongateur, la température et la pression du
fluide dans l'espace annulaire, etc.
3.1.46
bretelle flexible
section flexible de la ligne de duse ou de la ligne auxiliaire assurant un débit continu autour d'un joint
flexible/joint à rotule, tout en ajustant le mouvement angulaire au niveau du joint flexible/joint à rotule
3.1.47
trou de serrure
formation d'une rainure longitudinale dans l'alésage du composant du système de tubes prolongateurs, suite à
une usure de frottement du train de tiges rotatif sur le composant du tube prolongateur
3.1.48
joint de pose
joint de tube prolongateur provisoirement connecté au-dessus du joint télescopique et utilisé pour poser le
bloc d'obturation de puits sur la tête de puits lorsque le joint télescopique est écrasé et bloqué
3.1.49
méplat de pose
méplat de soutien du tube prolongateur
méplat (épaulement) ou projection sur la surface extérieure du couplage d'un tube prolongateur ou de l'un de
ses composants, soutenant le tube prolongateur et le bloc d'obturation de puits lors du déploiement et de la
récupération
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3.1.50
montage de tube prolongateur inférieur
LMRP
lower marine riser package
section supérieure d'un bloc d'obturation de puits sous-marin à deux sections composée d'un connecteur
hydraulique, d'un bloc obturateur de puits annulaire, d'un joint flexible, d'un adaptateur de tube prolongateur,
de bretelles flexibles pour les lignes de duse et les lignes auxiliaires et de boîtiers de commande sous-marine
NOTE Ces éléments font office d'interface avec le bloc d'obturation de puits sous-marin inférieur.
3.1.51
longueur construite
longueur réelle qu'un composant de tube prolongateur construit apporte à une colonne du tube prolongateur
(longueur de composant globale moins l'engrènement du boîtier/de la broche)
3.1.52
temps de blocage
couplage de tube prolongateur
période commençant par le guidage du boîtier et de la broche et se terminant lorsque le couplage est
totalement préchargé
3.1.53
outil de blocage
outil de précharge
dispositif utilisé pour engager et/ou précharger les éléments de couplage
3.1.54
tube prolongateur pour les forages marins
conduite tubulaire servant d'extension du puits entre l'équipement de la tête de puits au niveau des fonds
marins et un appareil de forage flottant
3.1.55
paramètre maximal du tensionneur
paramètre maximal qui, associé aux variations dynamiques, est inférieur à la limite de tension dynamique
(3.1.29)
3.1.56
ligne d'admission de boues
ligne auxiliaire apportant le fluide de forage supplémentaire de la surface et l'injectant dans le tube
prolongateur au sommet du LMRP, afin de faciliter la circulation des déblais de forage jusqu'au tube
prolongateur, le cas échéant
3.1.57
raccorder
assembler un système de composants de manutention des fluides
3.1.58
contrainte nominale
contrainte calculée à l'aide des dimensions nominales de la paroi du tube prolongateur à l'emplacement
considéré
3.1.59
broche
élément mâle d'un couplage de tube prolongateur ou d'un assemblage de stabilisation de ligne de duse ou de
ligne auxiliaire
3.1.60
précharge
charge compressive développée entre des éléments du boîtier et de la broche au niveau de leur interface
NOTE La précharge est le résultat d'une déformation élastique lors du blocage du couplage.
3.1.61
protecteur de boîtier
protecteur de broche
bouchon ou capot protégeant le boîtier ou la broche lors du stockage et de la manutention
3.1.62
joint de tube court
joint de longueur plus courte que la longueur habituelle
3.1.63
charge nominale
condition de chargement nominale utilisée lors de la conception, de l'analyse et de l'essai du tube
prolongateur, reposant sur le chargement de service prévu maximal
Voir l'API Spec 16F.
3.1.64
opérateur de réponse en amplitude
RAO
response amplitude operator
〈vagues normales〉 rapport entre le mouvement d'un navire et l'amplitude de la vague qui provoque ce
mouvement, présenté sur une gamme de périodes de vague
3.1.65
adaptateur de tube prolongateur
pont entre le tube prolongateur et le joint flexible/joint à rotule
3.1.66
espace annulaire du tube prolongateur
espace autour d'un tuyau (tige de forage, cuvelage ou tubage) suspendu dans un tube prolongateur
NOTE Sa limite extérieure est la surface intérieure de la colonne montante.
3.1.67
connecteur de tube prolongateur
connecteur LMRP
connecteur à commande hydraulique joignant le LMRP au sommet du bloc d'obturation de puits
3.1.68
déconnexion du tube prolongateur
opération consistant à débloquer le connecteur du tube prolongateur pour séparer le tube et le LMRP du bloc
d'obturation de puits
3.1.69
système d'arrimage du tube prolongateur
moyen permettant de soutenir un tube prolongateur en eau profonde déconnecté du navire de forage lors
d'une tempête, sans induire de contraintes excessives dans le tube prolongateur
3.1.70
outil d'arrimage du tube prolongateur
outil permettant de s'accrocher au profil intérieur dans le tube prolongateur et de le raccorder au
compensateur de mouvement
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3.1.71
joint du tube prolongateur
section de la colonne de direction du tube prolongateur dotée d'extrémités raccordées à un boîtier et à une
broche, comportant des lignes de duse et des lignes auxiliaires (facultatives) accompagnées de leurs
supports
3.1.72
colonne de direction du tube prolongateur
colonne montante
tuyau sans soudure ou soudé électriquement formant la conduite principale du joint du tube prolongateur
NOTE La colonne de direction du tube prolongateur est la conduite qui guide le train de tiges et qui contient le fluide
de rappel provenant du puits.
3.1.73
système de recul du tube prolongateur
moyen permettant de limiter l'accélération vers le haut du tube prolongateur en cas de déconnexion au niveau
du connecteur du tube prolongateur
3.1.74
collier à coins
dispositif doté de mâchoires ou de dents rétractables utilisé pour soutenir la colonne du tube prolongateur sur
le méplat de soutien du couplage le plus élevé, lors du déploiement et de la récupération du tube prolongateur
3.1.75
colonne du tube prolongateur
assemblage déployé des joints du tube prolongateur
3.1.76
tensionneur de tube prolongateur
moyen permettant de fournir et de maintenir la tension supérieure sur la colonne du tube prolongateur
déployée, afin d'empêcher tout flambement
3.1.77
anneau tendeur du tube prolongateur
interface structurale du tube extérieur du joint télescopique et des tensionneurs du tube prolongateur
3.1.78
fourrure de la table de rotation
RKB
rotary kelly bushing
fourrure posée en haut de la table de rotation
NOTE Elle transmet le couple de la table de rotation à la tige d'entraînement et est communément utilisée en
référence pour les mesures verticales depuis le plancher de forage.
3.1.79
guidage
assemblage d'un boîtier et d'une broche conjugués, fournissant un engrènement étanche à la pression des
deux joints
NOTE D'une manière générale, un mécanisme externe permet de maintenir le boîtier et la broche engagés.
EXEMPLE Des guides de duse du joint de tube prolongateur sont maintenus en mode de guidage par le blocage du
couplage de tube prolongateur.
3.1.80
joint de tube prolongateur standard
joint de longueur typique pour les râteliers d'entreposage de tube prolongateur d'un navire de forage
particulier, la dimension de la porte en V du derrick, la capacité de l'équipement de manutention du tube
prolongateur ou l'achat d'un tube prolongateur particulier
3.1.81
déconnexion en cas de tempête
déconnexion du tube prolongateur afin d'éviter une charge excessive due aux mouvements du navire,
amplifiée par des conditions climatiques rigoureuses
3.1.82
virures
appendices hélicoïdaux associés à la partie extérieure du tube prolongateur afin de supprimer les vibrations
induites par les tourbillons
3.1.83
coefficient d'amplification de contrainte
CAC
F
SA
valeur égale à la contrainte alternée de pointe locale d'un composant (y compris les soudures) divisée par la
contrainte alternée nominale dans la paroi du tuyau à l'emplacement du composant
NOTE Ce coefficient permet de tenir compte de l'augmentation des contraintes générées par les amplificateurs de
contrainte géométrique dont font l'objet les composants du tube prolongateur.
3.1.84
rondelle de butée
dispositif permettant de transmettre la force de flottaison d'un module flottant au joint du tube prolongateur
3.1.85
soupape de remplissage sous-marine
joint de tube prolongateur particulier, doté d'une soupape permettant d'ouvrir l'espace annulaire du tube
prolongateur sur la mer
NOTE Pour éviter toute rupture de la colonne montante, la soupape peut être ouverte par un actionneur automatique
contrôlé par un capteur à différence de pression.
3.1.86
support
crochet placé à intervalles le long d'un joint de tube prolongateur et assurant le support radial et latéral
intermédiaire entre la colonne du tube prolongateur et les lignes de duse et les lignes auxiliaires
3.1.87
débattement longitudinal
mouvement du navire le long de l'axe longitudinal
3.1.88
débattement transversal
mouvement du navire le long de l'axe transversal
3.1.89
mousse syntactique
en général, matériau composite de charges sphériques dans une matrice ou un liant
3.1.90
joint télescopique
joint coulissant
joint de tube prolongateur, doté de tubes intérieur et extérieur séparés par un dispositif d'étanchéité
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NOTE Les tubes intérieur et extérieur du joint télescopique se déplacent l'un par rapport à l'autre afin de compenser
le changement requis de la longueur de la colonne du tube prolongateur en cas de débattement longitudinal, de
débattement transversal et de pilonnement du navire.
3.1.91
garniture d'étanchéité du joint télescopique
élément assurant l'étanchéité de l'espace annulaire entre les tubes intérieur et extérieur du joint télescopique
3.1.92
terminaison
raccordement entre une ligne de duse ou auxiliaire rigide sur un joint télescopique et son flexible, appliquant
un tour nominal de 180° dans le sens du flux
3.1.93
raccord universel fileté
couplage doté d'éléments filetés conjugués sur la broche et le boîtier pour former un embrayage
NOTE Les filetages placés sur un côté du couplage peuvent pivoter par rapport à la colonne montante, de sorte que
le joint ne soit pas obligé de pivoter pour assurer le couplage. Les filetages n'assurent pas l'étanchéité.
3.1.94
anneau tendeur
bague d'appui placée autour de la partie supérieure du joint, à l'endroit où les câbles tensionneurs sont fixés
3.1.95
essai de certification de type
essai d'une éprouvette représentative (ou d'un prototype) d'un produit réalisé par le fabricant, qui qualifie la
conception et, par conséquent, valide l'intégrité des autres produits de conception, de matériau et de
fabrication identiques
3.1.96
vibration induite par les tourbillons
oscillation longitudinale et transversale d'un tube prolongateur dans un courant, induite par les tourbillons
3.1.97
connecteur de tête de puits
connecteur de colonne
connecteur à commande hydraulique permettant d'associer le bloc d'obturation de puits à la tête de puits
sous-marine
3.2 Termes abrégés
BOP bloc obturateur de puits
DP positionnement dynamique (dynamic positioning)
DTL limite de tension dynamique (dynamic tension limit)
ID diamètre intérieur (internal diameter)
LFJ joint flexible inférieur (lower flex joint)
LMRP montage de tube prolongateur inférieur (lower marine riser package)
OD diamètre extérieur (outside diameter)
RAO opérateur de réponse en amplitude (response amplitude operator)
RKB fourrure de la table de rotation (rotary kelly bushing)
ROV véhicule télécommandé (remotely operated vehicle)
CAC coefficient d'amplification de contrainte
UFJ joint flexible supérieur (upper flex joint)
4 Fonction et sélection des composants
4.1 Introduction
Les exigences générales communes à tous les composants sont présentées en 4.2 et, le cas échéant, les
composants individuels sont abordés dans la suite de l'Article 4. Le format général suivant est utilisé:
a) fonction la fonction de base du composant est décrite;
b) conceptions habituelles des exemples de conceptions habituelles sont présentés;
c) critères de sélection les exigences générales en matière de performance sont présentées.
4.2 Critères de sélection des composants
La conception d'un système de tubes prolongateurs commence par l'évaluation des conditions de
fonctionnement prévues et par une analyse technique visant à définir les paramètres tels que la traction, la
flexion et les contraintes combinées (maximales et moyennes), les exigences en matière de flottaison et de
tension supérieure, les RAO, etc. D'autres facteurs influençant ce système sont la longueur du tube
prolongateur (profondeur de l'eau), les exigences en matière de dimensions (sondage, épaisseur de paroi,
etc.), la pression nominale interne, la duse et les spécifications liées à la ligne auxiliaire, la méthode de
blocage, les conditions de stockage et de manutention, l'économie de fonctionnement, etc. Une fois établis, il
convient que ces critères de conception permettent de choisir les composants de tube prolongateur adaptés à
l'application.
Les principaux composants du chemin de charge du tube abordés dans la présente partie de l'ISO 13624
doivent être conformes aux classifications de charge spécifiées dans l'ISO 13625.
4.3 Système de tubes prolongateurs pour les forages en mer
Le système de tubes prolongateurs pour les forages en mer constitue une extension du puits placée entre le
bloc d'obturation de puits et le navire de forage; voir Figure 1.
Les principales fonctions du système de tubes prolongateurs pour les forages en mer sont les suivantes:
a) assurer le passage du fluide entre le puits et le navire de forage
1) dans l'espace annulaire dans les conditions de forage normales, et
2) à travers les lignes de duse, lorsque le bloc d'obturation de puits est utilisé pour contrôler le puits;
b) soutenir les lignes de duse et les lignes auxiliaires;
c) guider les outils dans le puits;
d) faire office de colonne de pose et de récupération pour le bloc d'obturation de puits.
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Légende
1 fourrure de la table de rotation (RKB) 11 tube extérieur à joint télescopique
2 table de rotation 12 ligne de duse
3 dériveur 13 couplage de tube prolongateur
4 tube intérieur à joint télescopique 14 joints de tube prolongateur
5 joint du dériveur/joint à rotule 15 joint flexible/joint à rotule
6 câble tensionneur 16 tube prolongateur/bretelle flexible du tube prolongateur
7 flexible de duse 17 connecteur LMRP
8 ligne de duse 18 montage de tube prolongateur inférieur (LMRP)
9 angle de déflexion 19 bloc d'obturation de puits
10 flexible de duse 20 connecteur de tête de puits
Figure 1 — Système de tubes prolongateurs et équipements associés
4.4 Système tensionneur
4.4.1 Fonction
Les tensionne
...
Questions, Comments and Discussion
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