ISO 13628-1:2025
(Main)Oil and gas industries including low carbon energy — Design and operation of subsea production systems — Part 1: General requirements and recommendations
Oil and gas industries including low carbon energy — Design and operation of subsea production systems — Part 1: General requirements and recommendations
This document provides general requirements and recommendations for the development and operation of subsea production/injection systems, from the concept development phase to decommissioning and abandonment. Flexible pipe standards form part of the API 17-series of documents (see 4.3.3); however, this document (technically equivalent to API RP 17A 6th edition) does not generally cover flowlines/pipelines or production/injection risers (associated with flowlines/pipelines). These components form part of a complete subsea production system (SPS), as shown in Figure 1.
Industries du pétrole et du gaz, y compris les énergies à faible teneur en carbone — Conception et exploitation des systèmes de production immergés — Partie 1: Exigences générales et recommandations
Le présent document fournit des exigences générales et des recommandations pour le développement et l'exploitation des systèmes de production/d'injection immergés, depuis la phase de développement du concept jusqu'au démantèlement et à l'abandon. Les normes relatives aux canalisations flexibles font partie intégrante des documents de la série API 17 (voir 4.3.3); toutefois, le présent document (techniquement équivalent à la 6e édition de l'API RP 17A) ne couvre généralement pas les conduites d'écoulement/canalisations ou les colonnes montantes de production/injection (associées aux conduites d'écoulement/canalisations). Ces composants font partie d'un système de production immergé (SPS) complet, comme le montre la Figure 1.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
International
Standard
ISO 13628-1
Third edition
Oil and gas industries including
2025-01
low carbon energy — Design and
operation of subsea production
systems —
Part 1:
General requirements and
recommendations
Industries du pétrole et du gaz, y compris les énergies à faible
teneur en carbone — Conception et exploitation des systèmes de
production immergés —
Partie 1: Exigences générales et recommandations
Reference number
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Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions and abbreviated terms . 1
3.1 Terms and definitions .1
3.2 Abbreviated terms .3
4 Subsea production system . 4
4.1 General .4
4.2 System configuration .4
4.3 Overview of API 17 series documents by categories .5
4.3.1 System level documents . .5
4.3.2 Subsea hardware (wellheads, trees, manifolds, structures, connectors, and
pumps) .6
4.3.3 Flowlines and risers .7
4.3.4 Control systems .7
4.3.5 Intervention systems .8
5 Systems engineering . 8
5.1 General .8
5.2 Systems engineering process .9
5.3 Subsea system production assurance and reliability management .10
6 Equipment design requirements .11
6.1 Design basis.11
6.2 Safety.11
6.2.1 General .11
6.2.2 Safety strategy . 12
6.2.3 Safety by design . 12
6.3 Barrier and isolation considerations . 12
6.3.1 Barrier philosophy . 12
6.3.2 Barrier requirements .14
6.3.3 Subsea isolation philosophy .14
6.4 Materials . 15
6.5 Structural analysis .16
6.5.1 General .16
6.5.2 Wellhead, tree, and C/WO riser system analysis .16
6.6 Pumps, piping, and valves .16
6.7 Dropped objects and fishing gear loads .17
6.8 Lifting components, padeyes, and unpressurized structural components .17
6.9 Colours and marking .17
6.10 Tolerance evaluation .17
6.11 Design for installation .18
6.12 Environmental considerations .18
6.13 Evaluation of subsea pressure testing limitations .18
6.14 Design for intervention .19
7 Technology management guidance . 19
7.1 Technology development and qualification .19
7.2 Obsolescence management . 20
8 Manufacture, assembly, testing, installation, and commissioning guidance .21
8.1 Manufacture.21
8.2 Assembly .21
8.3 Testing .21
8.3.1 General .21
iii
8.3.2 Inspection and test plans . 22
8.4 Transportation, preservation, and storage . 22
8.5 Load-out and installation . 23
8.6 Commissioning/systems completion .24
9 Operations guidance .24
9.1 Integrity management .24
9.1.1 Condition monitoring .24
9.1.2 Reliability data collection/reporting . 25
9.1.3 Subsea production system maintenance . 25
9.2 Production management . 25
10 Well intervention guidance .26
11 Decommissioning guidance .26
Annex A (informative) Systems engineering processes .28
Bibliography .29
iv
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 document 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).
ISO draws attention to the possibility that the implementation of this document may involve the use of (a)
patent(s). ISO takes no position concerning the evidence, validity or applicability of any claimed patent
rights in respect thereof. As of the date of publication of this document, ISO had not received notice of (a)
patent(s) which may be required to implement this document. However, implementers are cautioned that
this may not represent the latest information, which may be obtained from the patent database available at
www.iso.org/patents. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
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, Oil and gas industries including lower carbon
energy, Subcommittee SC 4, Drilling, production and injection equipment, in collaboration with the European
Committee for Standardization (CEN) Technical Committee CEN/TC 12, Oil and gas industries including lower
carbon energy, in accordance with the Agreement on technical cooperation between ISO and CEN (Vienna
Agreement).
This third edition cancels and replaces the second edition (ISO 13628-1:2005), which has been technically
revised. It also incorporates the Amendment ISO 13628-1:2005/Amd 1:2010.
The main changes are as follows:
— ISO 13628-1 has been fully re-written compared to the 2005 edition of the document;
— ISO 13628-1 has been aligned with API RP 17A and is now a technically equivalent document.
A list of all parts in the ISO 13628 series can be found on the ISO website.
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.
v
Introduction
This document has been prepared to provide general requirements and recommendations for the user to the
various areas requiring consideration during development of a subsea production system for the petroleum
and natural gas industries. The requirements and guidance in this document are intended to complement
engineering judgement and facilitate the decision process.
vi
International Standard ISO 13628-1:2025(en)
Oil and gas industries including low carbon energy — Design
and operation of subsea production systems —
Part 1:
General requirements and recommendations
1 Scope
This document provides general requirements and recommendations for the development and operation
of subsea production/injection systems, from the concept development phase to decommissioning and
abandonment.
Flexible pipe standards form part of the API 17-series of documents (see 4.3.3); however, this document
th
(technically equivalent to API RP 17A 6 edition) does not generally cover flowlines/pipelines or production/
injection risers (associated with flowlines/pipelines). These components form part of a complete subsea
production system (SPS), as shown in Figure 1.
2 Normative references
There are no normative references in this document.
3 Terms, definitions and abbreviated terms
3.1 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/
3.1.1
barrier
element forming part of a pressure-containing envelope that is designed to prevent unintentional flow of
production/injected fluids, particularly to the external environment
3.1.2
factory acceptance test
FAT
test conducted to verify that the specified requirements for a product have been fulfilled
3.1.3
first article
first of a product produced using the “normal processes” as will be used to make multiple numbers of the
same product
EXAMPLE The first of a new design of SCM manufactured on a production line and intended for use in the field.
Note 1 to entry: As distinct from a prototype, a first article should accurately represent all aspects and functionality
of the production-model product.
The “normal processes” typically includes the standard design, procurement, manufacture, QA/QC, and testing
processes, as would be used in the production of a production model/production product.
Such a product is suitable for normal use.
First article products are often subjected to comprehensive verification testing (3.1.9) and validation testing (3.1.8), as
well as subsequent strip-down and inspection for evidence of component deterioration and/or loss of functionality.
3.1.4
high-pressure high-temperature
HPHT
any environment above 103,5 MPa (15 000 psi) working pressure and/or operating above 177 °C (350 °F)
3.1.5
interchangeability test
ICT
test conducted to verify that the interchangeability requirements of “identical” products [including products
of like design, with respect to the relevant interface(s)], which may be interfaced with other mating products
at the installation site, have been fulfilled
3.1.6
life cycle
series of identifiable stages through which an item goes, from its conception to disposal
3.1.7
pilot
first of a product used for an extended period in the intended service in order to validate a concept or
process, prior to the manufacture and deployment of additional similar products
EXAMPLE The Troll Pilot subsea separation system.
Note 1 to entry: Similar to a prototype, a pilot is usually a “one-off” and therefore is often not produced using the exact
same processes as will be used to make the actual production model of a product (of which multiple numbers are
typically produced).
However, unlike a prototype, a pilot should accurately represent all aspects and functionality of the intended
production model product in order to ensure a valid test and to be suitable for use in the field.
Based on the results gained from the extended field testing of a pilot, it is not uncommon for the actual production
model to be different from the pilot in some aspects.
3.1.8
validation testing
test conducted to confirm that the requirements for a specific intended use or application of a product have
been fulfilled
3.1.9
verification testing
test conducted to confirm that the specified requirements for a product have been fulfilled
3.1.10
qualification
process to demonstrate the ability to fulfil specified requirements
EXAMPLE Auditor qualification process, material qualification process.
Note 1 to entry: The term “qualified” is used to designate the corresponding status.
Note 2 to entry: Qualification can concern persons, products, processes or systems.
3.1.11
validation
confirmation, through the provision of objective evidence, that the requirements for a specific intended use
or application have been fulfilled
Note 1 to entry: The term “validated” is used to designate the corresponding status.
Note 2 to entry: The use conditions for validation can be real or simulated.
3.1.12
verification
confirmation, through the provision of objective evidence, that specified requirements have been fulfilled
Note 1 to entry: The term “verified” is used to designate the corresponding status.
Note 2 to entry: Confirmation can comprise activities such as:
— performing alternative calculations;
— comparing a new design specification with a similar proven design specification;
— undertaking tests and demonstrations;
— reviewing documents prior to issue.
3.2 Abbreviated terms
BOP blowout preventer
CRA corrosion-resistant alloy
C/WO completion/workover
EDP emergency disconnect package
FMEA failure modes and effects analysis
FMECA failure mode, effects, and criticality analysis
HAZOP hazard and operability study
HIPPS high integrity pressure protection system
HSE health, safety and environment
IWOCS installation workover control system
LMRP lower marine riser package
LRFD load and resistance factored design
MODU mobile offshore drilling unit
MPFM multiphase flow meter
OEM original equipment manufacturer
OREDA offshore and onshore reliability data
PLEM pipeline end manifold
QRA quantitative risk assessment
ROT remotely operated tool
ROV remotely operated vehicle
SCM subsea control module
SUT subsea umbilical termination
USV underwater safety valve
VIV vortex induced vibration
WSD working stress design
4 Subsea production system
4.1 General
A complete subsea production/injection system comprises several subsystems necessary to produce
hydrocarbons from one or more subsea wells and transfer them to a processing/host facility located offshore
(fixed, floating, or subsea) or onshore, or to inject water/gas via subsea facilities and/or wells (as shown in
Figure 1).
NOTE The term “subsea production system” is used generically throughout this document to describe both
production and injection systems.
Subsea production systems range in complexity from a single satellite well linked to an offshore or onshore
installation to several wells comingled in a subsea manifold producing to a fixed, floating, or onshore facility.
Subsea production systems can be used to produce from shallow-water or deepwater reservoirs. Deepwater
conditions can inherently dictate development of a field by means of a subsea production system, since fixed
structures such as a steel-piled jacket can be either technically infeasible or uneconomical due to the water depth.
Subsea equipment may be used for the injection of water/gas into various formations for disposal and/or to
provide pressure maintenance to the reservoir, and/or for gas lifting operations.
4.2 System configuration
The elements of the subsea production or injection system may be configured in numerous ways, as dictated
by the specific requirements and the field development strategy. For a description of the various components,
assemblies, and subsystems that can be combined to form a complete subsea system, refer to API 17TR13.
Figure 1 provides an overview of a basic subsea system.
Key
1 LMRP 10 XT
2 marine riser 11 wellhead
3 flex joint 12 jumper
4 BOP 13 HCM
5 workover riser 14 HIPPS
6 stress joint 15 manifold
7 EDP 16 flowline
8 ERP/well control module 17 process station
9 SCM
Figure 1 — Basic subsea systems
4.3 Overview of API 17 series documents by categories
4.3.1 System level documents
Subsea documents that address system requirements include the following.
— API RP 17A provides general requirements and recommendations for the development of subsea
production systems, from the design phase to decommissioning and abandonment. API 17A also provides
guidance to other parts in the API 17 series and related documents.
NOTE API RP 17A is technically equivalent to this document.
— API RP 17N provides recommended practice for subsea production system reliability and technical
risk management. Reliability is critical to subsea production system design and operation. API RP 17N
provides a comprehensive approach to help ensure that reliability needs are achieved with subsea
systems. It is broadly referenced in the deepwater technical community as a foundation document for
addressing reliability.
— API RP 17O provides recommended practice for high integrity pressure protection systems (HIPPS). It
establishes criteria for HIPPS that are seeing increased utilization in industry as a means to safely provide
overall system pressure capability while restricting the section that requires full shut-in pressure rating
to a segment that is close to the source.
— API RP 17Q provides recommended practice for subsea equipment qualification. It provides guidance on
relevant qualification methods that may be applied to facilitate subsea project execution.
— API RP 17V provides recommended practice for analysis, design, installation, and testing of safety
systems for subsea applications. It provides a comprehensive treatment of the requirements for safety
systems necessary for a variety of subsea applications.
— API 17TR5 addresses avoidance of blockages in subsea production control and chemical injection
systems. It also includes requirements and gives recommendations for the design and operation of
subsea production systems with the aim of preventing blockages in control and production chemical
fluid conduits and associated connectors/fittings.
— API 17TR6 addresses attributes of production chemicals in subsea production systems. Production
chemicals delivered to a subsea production system via a chemical injection system can be complex
formulations that have a wide range of chemical and physical properties. In service, the production
chemicals can come into contact with other fluids, metallic and polymeric materials, and a range of
physical conditions related to temperature and pressure. API 17TR6 was developed with the objective
of minimizing the risk of a production chemical not being delivered at the required volumetric rate due
to inadequate specification of the production chemical delivery system or formation of restrictions or
blockages in that system.
— API 17TR13 provides general overview of subsea production systems. It covers descriptions and basic
design guidance on subsea production systems.
4.3.2 Subsea hardware (wellheads, trees, manifolds, structures, connectors, and pumps)
Subsea documents that address assembled equipment include the following.
— API Spec 17D provides specifications for subsea wellheads, mudline wellheads, drill-through mudline
wellheads, vertical and horizontal subsea trees, and the associated tooling for handling, testing, and
installing this equipment.
— API RP 17P provides recommendations for subsea structures and manifolds used for pressure control in
both subsea production of oil and gas and subsea injection ser-vices.
— API RP 17X provides guidance for the design, manufacture, installation, and operation of subsea pumps,
including rotary displacement and rotodynamic types for single-phase and multiphase services. It
applies to all subsea pump modules placed at or above the mudline.
— API 17TR3 documents the results of a study of the risks and benefits of additional penetrations in subsea
wellheads below the blowout preventer (BOP) stack for the purpose of monitoring additional casing
annuli for sustained casing pressure. Special attention was paid to the risk and benefits introduced
by monitoring annuli other than the “A” annulus (the annulus between the production tubing and the
production casing strings).
— API 17TR4 addresses the impact of operation in deepwater on the pressure rating of equipment is a special
concern. The objective of API 17TR4 is to foster a better understanding of the effects of simultaneous internal
and external pressures on the rated working pressure of equipment covered by the scope of API 17D.
— API 17TR7 provides requirements and recommendations for the verification and validation of subsea
connectors along the vertical centreline of subsea hardware (i.e. tree, tubing head, tree cap, tree running
tool, well control package connectors and EDP connectors), the subsea wellhead, and the completion/
workover riser. The methodology provided in API 17TR7 may also be used in other connector designs.
Connectors outboard of the vertical centreline are addressed in API 17R.
— API 17TR8 typically cover deepwater applications where the shut-in pressure is 103,5 MPa (15 000 psi)
or less. In recent years, industry has been pursuing deepwater assets that have shut-in pressures above
103,5 MPa (15 000 psi); and operators and regulatory agencies have had to address these applications
on a singular basis. API 17TR8 establishes a standardized industry approach to the analysis, design,
material selection, testing, and application of subsea component hardware for these high-pressure high-
temperature (HPHT) applications.
— API 17TR11 provides guidance to the industry on allowable pressure loading of subsea hardware
components that can occur during hydrotesting of subsea flowlines and risers and during pre-
commissioning leak testing of these systems. There are potential problems with confusion arising from
high hydrostatic pressure in deepwater, partially due to the variety of applicable test specifications and
partly from the inconsistent use of a variety of acronyms for pressure terminology.
— API 17TR12 provides a detailed review of the full system considerations that are to be taken into account
if one is to consider external pressure in the design of an irregular-shaped subsea pressure-containing
or pressure-controlling device.
4.3.3 Flowlines and risers
Subsea documents that address risers and flowlines include the following.
— API RP 17B, API Spec 17J, API Spec 17K, API Spec 17L1, and API RP 17L2 These documents provide
a comprehensive treatment of the design, manufacture, testing, packaging, and utilization criteria for
both bonded and unbonded flexible pipe, as well as the ancillary equipment necessary to control the
flexible pipe behaviour, protect a transition area, or provide a means of attachment and seal.
— API RP 17R provides applicable criteria for all types of remote connections, and associated pipework,
made between subsea flowline/pipeline end connections, manifolds, and subsea trees. It covers subsea
flowline connectors and jumpers used for pressure containment in both subsea production of oil and gas
and subsea injection services.
— API RP 17U provides guidance for the performance, qualification, application, quality control, handling,
and storage requirements of wet and dry thermal insulation for subsea applications in the petroleum
and gas industries. It also covers the inspection of the insulation and the repair of insulation defects.
— API 17TR1 defines the methodology and test procedures necessary for the evaluation of polymeric
materials suitable for use as the internal pressure sheath of unbonded flexible pipes in high-temperature
applications. It describes the processes by which the critical material properties, both static and dynamic,
can be measured and evaluated against relevant performance criteria.
— API 17TR2 provides comprehensive guidance on materials and pipe issues regarding the use and
operation of PA-11 in flexible pipe applications, typically in production and gas handling applications
up to 100 °C. It concentrates on the use of PA-11 in the internal sheath of flexible pipes, although similar
considerations may also apply to other uses of PA-11 within flexibles, e.g. anti-wear layers, intermediate
sheathes, and outer sheathes.
4.3.4 Control systems
Subsea documents that address control system requirements include the following.
— API Spec 17E specifies requirements for the design, material selection, manufacture, design verification,
testing, installation and operation of subsea umbilicals and their ancillary equipment. It applies to
umbilicals for static or dynamic service, with surface-surface, surface-subsea, and subsea-subsea
routings.
— API Std 17F provides criteria for the design, manufacture, testing, and operation of various types of
surface control system equipment, subsea control systems, and requirements for the associated control
fluids. This equipment is used for control of subsea production of oil and gas and for subsea water and
gas injection services.
— API RP 17S provides minimum requirements for subsea multiphase flow meters to help assure mechanical
and electrical integrity, communications capability, and measurement performance for reliable use.
— API 17TR9 is a reference guide during the early field development planning stage to ensure that due
consideration is given to the implications of the size of UTAs and possible consequences during
installation.
— API 17TR10 address installation of subsea umbilical terminations (SUTs), the risks of installation and
the measures required to minimize these risks.
4.3.5 Intervention systems
Subsea documents that address requirements for intervention systems include the following.
— API Std 17G defines a minimum set of requirements for performance, design, materials, testing and
inspection, hot forming, welding, marking, handling, storing, and shipping of new build subsea well
intervention equipment [through-BOP intervention riser system (TBIRS) and open-water intervention
riser system (OWIRS)].
— API RP 17G3 provides design guidelines for the use of non-ferrous materials in subsea intervention
systems and components.
— API RP 17G5 provides the requirements for the design, manufacture, and testing of intervention workover
control system (IWOCS) equipment.
— API RP 17H provides recommendations for the development and design of remotely operated subsea tools
and interfaces on subsea production systems to maximize the potential of standardizing equipment and
design principles. Criteria for standardized interfaces found in this document are used in nearly all other
subsea operations (e.g. drilling, construction) that require remotely operated vehicle (ROV) support or
interaction.
— API RP 17W captures the best practices in the design and operation of existing capping stacks and
provides a foundation for consistent practices in the design, manufacture, testing, and utilization of
future stacks. It is intended to be applied to the construction of new subsea capping stack components,
but can be also used to improve existing subsea capping stacks.
5 Systems engineering
5.1 General
Consistent with the following definitions provided by the International Council on Systems Engineering
(INCOSE), system engineering of subsea production systems should address the complete system, from the
reservoir to the host facility.
— “A system is an arrangement of parts or elements that together exhibit behaviour or meaning that the
individual constituents do not.”
— “Systems engineering is a transdisciplinary and integrative approach to enable the successful realization,
use, and retirement of engineered systems, using systems principles and concepts, and scientific,
technological, and management methods.”
A complete system can include the following:
— fluid processing/injection system(s), e.g. separation systems, water/gas injection systems);
— associated support systems, e.g. subsea control system, chemical injection system, installation/
workover system.
System engineering should consider the requirements of each of the life-cycle phases of a development,
including:
— concept development;
— start-up/operation;
— workover/maintenance/modification;
— decommissioning.
System engineering should consider all of the project activities required to deliver a complete, functional
subsea production system, including:
— technology development/qualification;
— contracting;
— engineering;
— procurement;
— construction;
— inspection/testing;
— installation;
— systems completion;
— training.
Systems engineering is a systematic and holistic engineering approach covering the entire scope and life
cycle of a subsea production system. Systems engineering includes consideration of all of the interfacing
systems to the subsea production system.
The objectives of adopting a systems engineering approach include but are not limited to:
— ensuring the system performs as required (refer to 5.3);
— maximizing value for the various stakeholders;
— minimizing value erosion;
— recognizing and managing system level risks effectively and efficiently.
One of the most fundamental drivers in the design of any subsea production system is flow assurance,
including hydraulic modelling of the various fluid flows from within the reservoir itself to the product
export point(s) at the host facility.
5.2 Systems engineering process
General guidance on the systems engineering process can be found in the following documents:
— INCOSE Systems Engineering Handbook;
— ISO/IEC/IEEE 15288;
— ISO/IEC/IEEE 24748-4;
— NASA Systems Engineering Handbook;
— Systems Engineering Body of Knowledge (SEBoK).
The benefits of performing systems engineering are maximized by completing an appropriate level of
systems engineering early in the project life cycle (i.e. during concept development/selection and front-end
engineering). As the project progresses through front end engineering and detailed design, further systems
engineering needs to be performed at increasing levels of detail.
Like many fundamental project processes, systems engineering is both iterative and recursive in nature; for
example:
— due to the many interdependencies of the various sub-systems, various aspects of the system must be
analysed multiple times to optimize the design;
— system requirements successively cascade down (and up) to sub-systems, assemblies, components, and
parts in increasing levels of detail.
The overall systems engineering process consists of the management of all of the technical aspects of the
project. An evaluation of the need for application of the various systems engineering processes should be
performed for each specific field development, based upon the unique and specific characteristics of the
development. The systems engineering process should maintain focus on the information that is required to
transfer the system from one phase to another through the complete project life cycle.
Further information on the topic of systems engineering (including INCOSE work to refine
ISO/IEC/IEEE 15288 to reflect Agile principles) is contained in NASA Systems Engineering Handbook (see
Annex A).
5.3 Subsea system production assurance and reliability management
Production assurance and reliability management is important for the safe and efficient operation of subsea
production systems.
Redundancy of equipment, components, and/or functions should be analysed as a system and should
consider safety, cost, reliability, and availability. API 17N should be used as the primary source of guidance
on reliability management activities, including FMECA analysis during each of the life-cycle phases.
Competing options/alternatives can be compared using a life-cycle costing approach, as described
in ISO 15663. Application of ISO 14224 is relevant to ensure that correct reliability data are used in the
reliability work processes. The best available subsea reliability data should be used in these reliability
activities and analyses from appropriate sources [e.g. in-house reliability data, offshore and onshore
reliability data (OREDA), JIP databases and handbooks]. In-house reliability data should be documented and
justified by in-service records, calculations, and/or empirical tests, and should be checked for relevance to
the proposed service and environmental conditions.
Consideration should be given to comparing spare parts lists against existing spare parts inventories
managed by operations, particularly for brownfield projects, to optimize required spare parts. A
recommended list of spare parts and ROV/ROT tooling is typically needed at the start of design to allow
time for operations to determine spare order quantity and as input to operations and maintenance activity/
procedure development.
Obsolescence of equipment is inevitable and may result in a loss of system availability. Guidance on
obsolescence management in subsea systems is provided in 7.2.
Reliability, integrity, and technical risk management during design (from concept to detailed design)
manufacture, assembly, testing, installation, and commissioning/systems completion should be per-formed
at a procedural level. Implementation of these activities can be performed by the operator’s subsea system
project team and/or by the supplier/contractor. Further information and guidance on this topic can be found
in API 17N and ISO 20815.
ISO 136
...
Norme
internationale
ISO 13628-1
Troisième édition
Industries du pétrole et du gaz,
2025-01
y compris les énergies à faible
teneur en carbone — Conception
et exploitation des systèmes de
production immergés —
Partie 1:
Exigences générales et
recommandations
Oil and gas industries including low carbon energy — Design and
operation of subsea production systems —
Part 1: General requirements and recommendations
Numéro de référence
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Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, définitions et abréviations . 1
3.1 Termes et définitions .1
3.2 Abréviations.3
4 Système de production immergé . 4
4.1 Généralités .4
4.2 Configuration du système .4
4.3 Vue d'ensemble des documents de la série API 17 par catégories .6
4.3.1 Documents de niveau système .6
4.3.2 Matériel immergé (têtes de puits, têtes de production, manifolds, structures,
connecteurs et pompes) .7
4.3.3 Conduites d'écoulement et colonnes montantes .8
4.3.4 Systèmes de contrôle .8
4.3.5 Systèmes d'intervention .9
5 Ingénierie des systèmes . 9
5.1 Généralités .9
5.2 Processus d'ingénierie des systèmes . .10
5.3 Assurance de la production et gestion de la fiabilité des systèmes immergés .11
6 Exigences en matière de conception des équipements .12
6.1 Base de conception. 12
6.2 Sécurité . 12
6.2.1 Généralités . 12
6.2.2 Stratégie de sécurité . 13
6.2.3 Sécurité par conception . 13
6.3 Considérations relatives aux barrières et à l'isolement .14
6.3.1 Concept des barrières .14
6.3.2 Exigences relatives aux barrières . 15
6.3.3 Concept d'isolement immergé .16
6.4 Matériaux .16
6.5 Analyse structurelle .17
6.5.1 Généralités .17
6.5.2 Analyse du système des têtes de puits, des têtes de production et de colonne
montante C/WO .17
6.6 Pompes, tuyauterie et vannes .18
6.7 Charges liées aux chutes d'objets et aux engins de pêche .18
6.8 Éléments de levage, œilletons et éléments structurels non pressurisés .19
6.9 Couleurs et marquage .19
6.10 Évaluation des tolérances .19
6.11 Conception en vue de l'installation . 20
6.12 Considérations environnementales . 20
6.13 Évaluation des limites des essais sous pression en milieu sous-marin . 20
6.14 Conception relative à l'intervention .21
7 Recommandations en matière de gestion des technologies .22
7.1 Élaboration et qualification des technologies . 22
7.2 Gestion de l'obsolescence . 22
8 Recommandations concernant la fabrication, l'assemblage, les essais, l'installation et la
mise en service .23
8.1 Fabrication . 23
8.2 Assemblage . 23
iii
8.3 Essais .24
8.3.1 Généralités .24
8.3.2 Plans de contrôles et d'essais .24
8.4 Transport, conservation et stockage . 25
8.5 Chargement et installation . 26
8.6 Mise en service/Complétion des systèmes .27
9 Recommandations relatives aux opérations .27
9.1 Gestion de l'intégrité .27
9.1.1 Surveillance de l'état .27
9.1.2 Collecte des données de fiabilité/établissement de rapports . 28
9.1.3 Maintenance des systèmes de production immergés . 28
9.2 Gestion de la production . 29
10 Recommandations relatives à l'intervention sur les puits .29
11 Recommandations relatives au démantèlement .29
Annexe A (informative) Systems Engineering Processes.31
Bibliographie .32
iv
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'ISO attire l'attention sur le fait que la mise en application du présent document peut entraîner l'utilisation
d'un ou de plusieurs brevets. L'ISO ne prend pas position quant à la preuve, à la validité et à l'applicabilité de
tout droit de propriété revendiqué à cet égard. À la date de publication du présent document, l'ISO n'avait pas
reçu notification qu'un ou plusieurs brevets pouvaient être nécessaires à sa mise en application. Toutefois,
il y a lieu d'avertir les responsables de la mise en application du présent document que des informations
plus récentes sont susceptibles de figurer dans la base de données de brevets, disponible à l'adresse
www.iso.org/brevets. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir identifié tout ou partie de
tels droits de brevet.
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, Industries du pétrole et du gaz,
y compris les énergies à faible teneur en carbone, sous-comité SC 4, Équipements de forage, de production et
d'injection, en collaboration avec le comité technique CEN/TC 12, Industries du pétrole et du gaz, y compris les
énergies à faible teneur en carbone, du Comité européen de normalisation (CEN), conformément à l'Accord de
coopération technique entre l'ISO et le CEN (Accord de Vienne).
Cette troisième édition annule et remplace la seconde édition (ISO 13628-1:2005), qui a fait l'objet d'une
révision technique. Elle intègre également l’Amendement ISO 13628-1:2005/Amd 1:2010.
Les principales modifications sont les suivantes:
— la norme ISO 13628-1 a été entièrement réécrite par rapport à l'édition 2005 du document;
— la norme ISO 13628-1 a été alignée sur l’API RP 17A et constitue désormais un document techniquement
équivalent.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 13628 se trouve sur le site web de l'ISO.
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.
v
Introduction
Le présent document a été élaboré pour fournir à l'utilisateur des exigences générales et des
recommandations relatives aux divers domaines devant être pris en considération lors du développement
d'un système de production immergé pour les industries du pétrole et du gaz naturel. Les exigences et les
lignes directrices contenues dans le présent document sont destinées à compléter le jugement technique et à
faciliter le processus de décision.
vi
Norme internationale ISO 13628-1:2025(fr)
Industries du pétrole et du gaz, y compris les énergies à faible
teneur en carbone — Conception et exploitation des systèmes
de production immergés —
Partie 1:
Exigences générales et recommandations
1 Domaine d'application
Le présent document fournit des exigences générales et des recommandations pour le développement et
l'exploitation des systèmes de production/d'injection immergés, depuis la phase de développement du
concept jusqu'au démantèlement et à l'abandon.
Les normes relatives aux canalisations flexibles font partie intégrante des documents de la série API 17 (voir
e
4.3.3); toutefois, le présent document (techniquement équivalent à la 6 édition de l'API RP 17A) ne couvre
généralement pas les conduites d'écoulement/canalisations ou les colonnes montantes de production/
injection (associées aux conduites d'écoulement/canalisations). Ces composants font partie d'un système de
production immergé (SPS) complet, comme le montre la Figure 1.
2 Références normatives
Le présent document ne contient aucune référence normative.
3 Termes, définitions et abréviations
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 Termes et définitions
3.1.1
barrière
élément faisant partie d'une enveloppe sous pression, conçu pour empêcher tout écoulement accidentel des
fluides de production/d'injection, en particulier vers l'environnement extérieur
3.1.2
essai de réception en usine
FAT
essai(s) réalisé(s) pour vérifier que les exigences spécifiées, pour un produit, ont été satisfaites
3.1.3
premier article
premier exemplaire d'un produit fabriqué selon les «procédés normaux» qui seront utilisés pour fabriquer
plusieurs exemplaires du même produit
EXEMPLE Le premier exemplaire d'une nouvelle conception de SCM fabriqué sur une chaîne de production et
destiné à être utilisé sur le terrain.
Note 1 à l'article: À la différence d'un prototype, un premier article doit représenter avec précision tous les aspects et
toutes les fonctionnalités du modèle de production.
Les «processus normaux» comprennent généralement les processus standard de conception, d'approvisionnement,
de fabrication, d'assurance et de contrôle de la qualité et d'essai, tels qu'ils seraient utilisés pour la production d'un
modèle ou d'un produit de série.
Un tel produit est adapté à une utilisation normale.
Les premiers produits sont souvent soumis à des essais de vérification (3.1.9) et de validation (3.1.8) complets, ainsi
qu'à un démontage et à une inspection ultérieurs visant à déceler des signes de détérioration des composants et/ou de
perte de fonctionnalité.
3.1.4
haute pression/haute température
HPHT
tout environnement dont la pression de service est supérieure à 103,5 MPa (15 000 psi) et/ou dont la
température de fonctionnement est supérieure à 177 °C (350 °F)
3.1.5
essai d'interchangeabilité
ICT
essai(s) réalisé(s) pour vérifier que les exigences d'interchangeabilité de produits «identiques» (y compris
les produits de conception similaire, en ce qui concerne la ou les interfaces pertinentes), qui peuvent être
mis en interface avec d'autres produits correspondants sur le site d'installation, ont été satisfaites
3.1.6
cycle de vie
suite des étapes identifiables que traverse une entité, de sa conception à sa mise au rebut
3.1.7
pilote
premier produit utilisé pendant une période prolongée dans le service prévu afin de valider un concept ou
un processus, avant la fabrication et le déploiement de produits similaires supplémentaires
EXEMPLE Le système de séparation sous-marine Troll Pilot.
Note 1 à l'article: À l'instar d'un prototype, un pilote est généralement «unique» et n'est donc souvent pas produit en
utilisant exactement les mêmes procédés que ceux qui seront utilisés pour fabriquer le modèle de production réel d'un
produit (dont plusieurs exemplaires sont généralement produits).
Toutefois, à la différence d'un prototype, il convient que le pilote représente avec précision tous les aspects et toutes
les fonctionnalités du modèle de production prévu, afin de garantir la validité de l'essai et de permettre une utilisation
sur le terrain.
Sur la base des résultats obtenus lors des essais sur le terrain d'un pilote, il n'est pas rare que le modèle de production
réel soit différent du pilote à certains égards.
3.1.8
essais de validation
essai(s) réalisé(s) pour valider que les exigences relatives à une utilisation ou application prévue spécifique
d'un produit ont été satisfaites
3.1.9
essais de vérification
essai(s) réalisé(s) pour confirmer que les exigences spécifiées pour un produit ont été satisfaites
3.1.10
qualification
processus visant à démontrer la capacité à satisfaire aux exigences spécifiées
EXEMPLE Processus de qualification des auditeurs, processus de qualification des matériaux.
Note 1 à l'article: Le terme «qualifié» est utilisé pour désigner le statut correspondant.
Note 2 à l'article: La qualification peut concerner des personnes, des produits, des processus ou des systèmes.
3.1.11
validation
confirmation, par l'apport de preuves objectives, que les exigences relatives à une utilisation ou une
application spécifique prévue ont été satisfaites
Note 1 à l'article: Le terme «validé» est utilisé pour désigner le statut correspondant.
Note 2 à l'article: Les conditions d'utilisation pour la validation peuvent être réelles ou simulées.
3.1.12
vérification
confirmation, par la fourniture de preuves objectives, que des exigences spécifiées ont été satisfaites
Note 1 à l'article: Le terme «vérifié» est utilisé pour désigner le statut correspondant.
Note 2 à l'article: La confirmation peut comprendre des activités telles que:
— l'exécution de calculs alternatifs;
— la comparaison d'une nouvelle spécification de conception avec une spécification de conception similaire éprouvée;
— la réalisation d'essais et de démonstrations;
— l'examen des documents avant leur publication.
3.2 Abréviations
AMDE analyse des modes de défaillance et de leurs effets
AMDEC analyse des modes de défaillance, de leurs effets et de leur phase critique
BOP bloc d'obturation de puits
CRA alliage résistant à la corrosion
C/WO complétion/reconditionnement
EDP système de déconnexion d’urgence
HAZOP étude des dangers et de l'opérabilité
HIPPS système de protection contre les surpressions à haute intégrité
HSE santé, sécurité et environnement
IWOCS système de contrôle de reconditionnement de l'installation
LMRP montage de tube prolongateur inférieur
LRFD conception par facteurs de charge et de résistance
MODU unité mobile de forage en mer
MPFM débitmètre polyphasique
OEM fabricant de l'équipement d'origine
OREDA données de fiabilité en mer et à terre
PLEM manifold en extrémité de conduite
QRA appréciation quantitative du risque
ROT dispositif à commande à distance
ROV véhicule commandé à distance
SCM module de contrôle immergé
SUT terminaison d'ombilical immergée
USV vanne de sécurité immergée
VIV vibrations induites par des tourbillons
WSD calcul des contraintes en service
4 Système de production immergé
4.1 Généralités
Un système complet de production/d’injection immergé comprend plusieurs sous-systèmes nécessaires
pour produire des hydrocarbures à partir d'un ou plusieurs puits sous-marins et les transférer vers une
installation de traitement/hôte située en mer (fixe, flottante ou sous-marine) ou à terre, ou pour injecter de
l'eau/du gaz par l'intermédiaire d'installations et/ou de puits sous-marins (comme illustré à la Figure 1).
NOTE Le terme «système de production immergé» est utilisé de manière générique dans le présent document
pour décrire à la fois les systèmes de production et les systèmes d'injection.
La complexité des systèmes de production immergés peut aller d'un puits satellite isolé relié à une installation
terrestre ou en mer, à plusieurs puits regroupés dans un manifold immergé assurant la production vers une
installation fixe, flottante, ou à terre.
Les systèmes de production immergés peuvent être utilisés pour produire à partir de réservoirs en eaux peu
profondes ou en eaux profondes. Des conditions d'eau profonde peuvent aussi intrinsèquement imposer le
développement du gisement au moyen d'un système de production immergé, car les structures fixes, telles
qu'un treillis sur piles en acier, peuvent s'avérer techniquement irréalisables ou non rentables du fait de la
profondeur d'eau.
Un équipement immergé peut être utilisé pour l'injection d'eau/gaz dans diverses formations à des fins
de refoulement et/ou pour assurer le maintien de la pression dans le réservoir et/ou pour les opérations
d'extraction par injection de gaz.
4.2 Configuration du système
Les éléments des systèmes de production ou d'injection immergés peuvent être configurés de diverses
manières, en fonction des besoins spécifiques et de la stratégie de développement du gisement. Pour une
description des différents composants, assemblages et sous-systèmes qui peuvent être combinés pour
former un système immergé complet, voir l'API 17TR13. La Figure 1 donne un aperçu d'un système immergé
de base.
Légende
1 LMRP
2 colonne montante marine
3 joint flexible
4 BOP
5 colonne montante de reconditionnement
6 joint de contrainte
7 EDP
8 ERP/module de contrôle du puits
9 SCM
10 arbre de Noël (XT)
11 tête de puits
12 tuyau de raccordement (jumper)
13 HCM
14 HIPPS
15 manifold
16 conduite d'écoulement
17 poste de traitement
Figure 1 — Systèmes immergés de base
4.3 Vue d'ensemble des documents de la série API 17 par catégories
4.3.1 Documents de niveau système
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent des exigences du système sont notamment les
suivants:
— L’API RP 17A fournit des exigences générales et des recommandations pour le développement des
systèmes de production immergés, depuis la phase de conception jusqu'au démantèlement et à l'abandon.
L’API 17A fournit également des lignes directrices pour d'autres parties de la série API 17 et des documents
connexes.
NOTE L’API RP 17A est techniquement équivalente au présent document.
— L’API RP 17N fournit une pratique recommandée concernant la fiabilité des systèmes de production
immergés et la gestion des risques techniques. La fiabilité est essentielle pour la conception et
l'exploitation des systèmes de production immergés. L’API RP 17N fournit une approche globale pour
aider à garantir que les besoins en matière de fiabilité sont satisfaits avec les systèmes immergés. Elle
est largement considérée par la communauté technique dans le domaine des eaux profondes comme un
document de référence pour aborder la question de la fiabilité.
— L’API RP 17O fournit une pratique recommandée pour les systèmes de protection contre les surpressions
à haute intégrité (HIPPS). Elle établit des critères pour les systèmes de protection contre les surpressions
à haute intégrité (HIPPS) qui sont de plus en plus utilisés dans l'industrie comme moyen de fournir en
toute sécurité une capacité de pression de système globale tout en limitant la section qui nécessite une
pression statique maximale nominale à un segment situé à proximité de la source.
— L’API RP 17Q fournit une pratique recommandée pour la qualification des équipements immergés.
Elle fournit des lignes directrices concernant les méthodes de qualification pertinentes pouvant être
appliquées pour faciliter l'exécution des projets sous-marins.
— L’API RP 17V fournit une pratique recommandée pour l'analyse, la conception, l'installation et les essais
des systèmes de sécurité destinés aux applications immergées. Elle traite de manière exhaustive des
exigences relatives aux systèmes de sécurité nécessaires pour diverses applications sous-marines.
— L’API 17TR5 traite de la prévention des blocages dans les systèmes de contrôle de la production et
d'injection chimique immergés. Il inclut également des exigences et donne des recommandations
concernant la conception et l'exploitation des systèmes de production immergés avec pour objectif de
prévenir les blocages dans les conduites de fluides chimiques de contrôle et de production ainsi que dans
les connecteurs/raccords associés.
— L’API 17TR6 traite des attributs des produits chimiques de production dans les systèmes de production
immergés. Les produits chimiques de production acheminés vers un système de production immergé par
le biais d'un système d'injection chimique peuvent présenter des formulations complexes aux propriétés
chimiques et physiques très variées. Pendant l'exploitation, les produits chimiques de production peuvent
entrer en contact avec d'autres fluides, ainsi que des matériaux métalliques et polymères, et être soumis
à diverses conditions physiques liées à la température et à la pression. L’API 17TR6 a été élaboré dans le
but de réduire au minimum le risque qu'un produit chimique de production ne soit pas fourni au débit
volumétrique requis en raison d'une spécification inadéquate du système de distribution du produit
chimique de production ou de la formation de contraintes ou d'obstructions dans ce système.
— L’API 17TR13 fournit une vue d'ensemble des systèmes de production immergés. Il comprend des
descriptions et des lignes directrices de base pour la conception des systèmes de production immergés.
4.3.2 Matériel immergé (têtes de puits, têtes de production, manifolds, structures, connecteurs
et pompes)
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent de l'équipement assemblé sont notamment les
suivants:
— L’API 17D fournit des spécifications concernant les têtes de puits immergées, les têtes de puits au
niveau de la ligne de boue, les têtes de puits de forage à travers la ligne de boue, les têtes de production
sous-marines verticales et horizontales, ainsi que l'outillage associé pour la manipulation, les essais et
l'installation de cet équipement.
— L’API RP 17P formule des recommandations concernant les structures et manifolds immergés utilisés
pour réguler la pression dans le cadre de la production sous-marine de pétrole et de gaz et des services
d'injection immergés.
— L’API RP 17X fournit des recommandations concernant la conception, la fabrication, l'installation et
l'exploitation des pompes immergées, y compris les pompes volumétriques rotatives et les pompes
rotodynamiques pour les services monophasés et multiphasés. Elle s'applique à tous les modules de
pompe immergés placés au niveau ou au-dessus de la ligne de boue.
— L’API 17TR3 décrit les résultats d'une étude portant sur les risques et les avantages de pénétrations
supplémentaires dans les têtes de puits immergées, sous la pile du bloc d'obturation de puits (BOP), afin
de surveiller le maintien de la pression du tubage dans les espaces annulaires de tubage supplémentaires.
Une attention particulière a été accordée aux risques et aux avantages liés à la surveillance d'espaces
annulaires autres que l'espace annulaire «A» (l'espace annulaire situé entre les tubes de production et
les colonnes de cuvelage de production).
— L’API 17TR4 traite de l’impact du fonctionnement en eaux profondes sur la pression nominale de
l'équipement qui constitue une préoccupation toute particulière. L'objectif de l’API 17TR4 est de
permettre une meilleure compréhension des effets des pressions internes et externes simultanées sur la
pression de service nominale des équipements couverts par le domaine d'application de l'API 17D.
— L’API 17TR7 fournit des exigences et des recommandations concernant la vérification et la validation
des connecteurs immergés situés le long de l'axe vertical du matériel immergé (c'est-à-dire la tête de
production, la tête de tubage, le chapeau de tête de production, l'outil de pose de tête de production, les
connecteurs du système de contrôle du puits et les connecteurs EDP), de la tête de puits sous-marine et
de la colonne montante de complétion/reconditionnement. La méthodologie décrite dans l’API 17TR7
peut également être utilisée pour d'autres conceptions de connecteurs. Les connecteurs situés en dehors
de l'axe vertical sont abordés dans l'API 17R.
— L’API 17TR8 couvre généralement les applications en eaux profondes dont la pression statique est
inférieure ou égale à 103,5 Mpa (15 000 psi). Au cours des dernières années, l'industrie a tenté de mettre
en place des actifs en eaux profondes avec des pressions statiques supérieures à 103,5 M (15 000 psi);
et les exploitants et les organismes de réglementation ont dû traiter ces applications au cas par cas.
L'API 17TR8 établit une approche industrielle normalisée de l'analyse, de la conception, de la sélection
des matériaux, des essais et de l'application des composants immergés dans le cadre de ces applications
haute pression/haute température (HPHT).
— L’API 17TR11 fournit des lignes directrices à l'industrie concernant la charge de pression admissible
des composants matériels immergés pouvant survenir lors des essais hydrostatiques des conduites
d'écoulement et des colonnes montantes sous-marines, ainsi que lors des essais d'étanchéité de
ces systèmes avant leur mise en service. La pression hydrostatique élevée en eaux profondes peut
potentiellement être source de confusion, d'une part en raison de la diversité des spécifications d'essai
applicables, et d'autre part du fait de l'utilisation incohérente de divers acronymes en matière de
terminologie relative à la pression.
— L’API 17TR12 propose un examen détaillé de l'ensemble des considérations relatives au système
qui doivent être prises en compte si l'on veut tenir compte de la pression externe dans le cadre de la
conception d'un dispositif immergé de forme irrégulière sous pression ou destiné à réguler la pression.
4.3.3 Conduites d'écoulement et colonnes montantes
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent des colonnes montantes et des conduites
d'écoulement sont notamment les suivants:
— Les API RP 17B, API Spec 17J, API Spec 17K, API Spec 17L1, et API RP 17L2 traitent de manière exhaustive
de la conception, de la fabrication, des essais, du conditionnement et des critères d'utilisation des
canalisations flexibles collées et non collées, ainsi que des équipements auxiliaires nécessaires pour
réguler le comportement de la canalisation flexible, protéger une zone de transition ou fournir un moyen
de fixation et d'étanchéité.
— L’API RP 17R fournit des critères applicables à tous les types de connexions distantes, et à la tuyauterie
associée, réalisées entre les connexions en extrémité des conduites d'écoulement/canalisations
immergées, les manifolds et les têtes de production immergées. Elle couvre les connecteurs de conduites
immergées et les tuyaux de raccordement utilisés pour le confinement de la pression dans la production
sous-marine de pétrole et de gaz et dans les services d'injection immergés.
— L’API RP 17U fournit des recommandations concernant les exigences en matière de performance, de
qualification, d'application, de contrôle qualité, de manipulation et de stockage des isolants thermiques
pour milieu humide et pour milieu sec destinés aux applications immergées des industries du pétrole et
du gaz. Elle couvre également le contrôle de l'isolation et la réparation des défauts d'isolation.
— L’API 17TR1 définit la méthodologie et les modes opératoires d'essai nécessaires à l'évaluation des
matériaux polymères susceptibles d'être utilisés comme gaine de pression interne de canalisations
flexibles non collées destinées à des applications à haute température. Il décrit les processus par lesquels
les propriétés critiques des matériaux, tant statiques que dynamiques, peuvent être mesurées et évaluées
par rapport à des critères de performance pertinents.
— L’API 17TR2 donne des lignes directrices détaillées sur les questions relatives aux matériaux et
aux tuyaux concernant l'utilisation et l'exploitation du PA-11 dans des applications de canalisations
flexibles, notamment dans des applications de production et de manipulation de gaz jusqu'à 100 °C. Il
porte essentiellement sur l'utilisation du PA-11 dans la gaine interne des canalisations flexibles, bien
que des considérations similaires puissent également s'appliquer à d'autres utilisations du PA-11 dans
les canalisations flexibles, par exemple les couches anti-usure, les gaines intermédiaires et les gaines
extérieures.
4.3.4 Systèmes de contrôle
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent des systèmes de contrôle sont notamment les
suivants:
— L’API Spec 17E spécifie les exigences relatives à la conception, à la sélection des matériaux, à la fabrication,
à la vérification de la conception, aux essais, à l'installation et à l'exploitation des ombilicaux immergés
et de leurs équipements auxiliaires. Il s'applique aux ombilicaux destinés à un service statique ou
dynamique, avec des tracés surface – surface, surface – sous-marin et sous-marin – sous-marin.
— L’API Std 17F fournit des critères relatifs à la conception, à la fabrication, aux essais et au fonctionnement
de divers types d'équipements de systèmes de contrôle en surface, de systèmes de contrôle immergés,
ainsi que des exigences concernant les fluides de contrôle associés. Ces équipements sont utilisés pour
contrôler la production sous-marine de pétrole et de gaz et pour les services d'injection immergés d'eau
et de gaz.
— L’API RP 17S fournit des exigences minimales concernant les débitmètres polyphasiques immergés afin
d'assurer l'intégrité mécanique et électrique, la capacité de communication et la performance de mesure
en vue d'une utilisation fiable.
— L’API 17TR9 est un guide de référence au cours de la première phase de planification du développement du
gisement, afin de s'assurer de la prise en compte des implications de la taille des UTA et des conséquences
possibles lors de l'installation.
— L’API 17TR10 traite de l'installation des terminaisons d’ombilical immergées (SUT), des risques liés à
l'installation et des mesures requises pour réduire ces risques au minimum.
4.3.5 Systèmes d'intervention
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent des exigences relatives aux systèmes
d'intervention sont notamment les suivants:
— L’API Std 17G définit un ensemble minimal d'exigences en matière de performance, de conception, de
matériaux, d'essais et de contrôles, de formage à chaud, de soudage, de marquage, de manutention, de
stockage et d'expédition des nouveaux équipements d'intervention sur les puits immergés [systèmes
de colonnes montantes d'intervention à travers le bloc d'obturation de puits (TBIRS) et systèmes de
colonnes montantes d'intervention en eau libre (OWIRS)].
— L’API RP 17G3 donne des lignes directrices en matière de conception pour l'utilisation de matériaux non
ferreux dans les systèmes d'intervention et les composants immergés.
— L’API RP 17G5 fournit les exigences relatives à la conception, à la fabrication et aux essais des équipements
du système de contrôle de reconditionnement d'intervention (IWOCS).
— L’API RP 17H donne des recommandations concernant l'élaboration et la conception de dispositifs
immergés et d'interfaces à commande à distance sur les systèmes de production immergés, dans le but
de maximiser le potentiel de normalisation de l'équipement et des principes de conception. Les critères
relatifs aux interfaces normalisées figurant dans le présent document sont utilisés dans presque toutes
les autres opérations sous-marines (par exemple, forage, construction) nécessitant l'assistance ou
l'interaction avec un véhicule commandé à distance (ROV).
— L’API RP 17W rassemble les bonnes pratiques en matière de conception et d'exploitation des blocs
d'obturation existants et pose les bases de pratiques cohérentes en matière de conception, de fabrication,
d'essai et d'utilisation des futurs blocs. Il est destiné à être appliqué à la construction des nouveaux
composants de blocs d'obturation immergés, mais peut également être utilisé pour améliorer les blocs
d'obturation immergés existants.
5 Ingénierie des systèmes
5.1 Généralités
Conformément aux définitions suivantes fournies par l'International Council on Systems Engineering
(INCOSE, Conseil international de l'ingénierie des systèmes), l'ingénierie des systèmes de production
immergés porte sur l'ensemble du système, depuis le réservoir jusqu'à l'installation hôte.
— «Un système est un agencement de parties ou d'éléments qui, ensemble, présentent un comportement ou
une signification que leurs constituants individuels n'ont pas.»
— «L'ingénierie des systèmes est une approche transdisciplinaire et intégrative qui vise à permettre la
réalisation, l'utilisation et le retrait des systèmes techniques, en utilisant les principes et les concepts des
systèmes, ainsi que des méthodes scientifiques, technologiques et de gestion.»
Un système complet peut comprendre les éléments suivants:
— un ou des systèmes de traitement/d'injection de fluides, par exemple systèmes de séparation, systèmes
d'injection d'eau/gaz);
— les systèmes de sout
...
ISO /FDIS 13628-1:2024(F2025(fr)
ISO/TC 67/SC 4/WG 6
Secrétariat : ANSI
Date : 2024-12-10
Troisième édition
2025-01
Industries du pétrole et du gaz, y compris les énergies à faible teneur
en carbone — Conception et exploitation des systèmes de production
immergés —
Partie 1 : :
Exigences générales et recommandations
Oil and gas industries including low carbon energy — Design and operation of subsea production systems —
Part 1: General requirements and recommendations
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Tous droits réservés. Sauf prescription différente ou nécessité dans le contexte de sa mise en œuvreoeuvre, aucune partie
de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique
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préalable. Une autorisation peut être demandée à l'ISOl’ISO à l'adressel’adresse ci-après ou au comité membre de
l'ISOl’ISO dans le pays du demandeur.
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Publié en Suisse
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ii
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Sommaire
Avant-propos . v
Introduction . vii
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, définitions et abréviations . 1
3.1 Termes et définitions . 1
3.2 Abréviations . 3
4 Système de production immergé . 4
4.1 Généralités . 4
4.2 Configuration du système . 5
4.3 Vue d'ensemble des documents de la série API 17 par catégories . 8
5 Ingénierie des systèmes . 12
5.1 Généralités . 12
5.2 Processus d'ingénierie des systèmes . 13
5.3 Assurance de la production et gestion de la fiabilité des systèmes immergés . 14
6 Exigences en matière de conception des équipements . 15
6.1 Base de conception . 15
6.2 Sécurité . 15
6.3 Considérations relatives aux barrières et à l'isolement . 17
6.4 Matériaux . 20
6.5 Analyse structurelle . 21
6.6 Pompes, tuyauterie et vannes . 22
6.7 Charges liées aux chutes d'objets et aux engins de pêche . 23
6.8 Éléments de levage, œilletons et éléments structurels non pressurisés . 23
6.9 Couleurs et marquage . 23
6.10 Évaluation des tolérances . 24
6.11 Conception en vue de l'installation . 24
6.12 Considérations environnementales . 24
6.13 Évaluation des limites des essais sous pression en milieu sous-marin . 25
6.14 Conception relative à l'intervention . 25
7 Recommandations en matière de gestion des technologies . 26
7.1 Élaboration et qualification des technologies . 26
7.2 Gestion de l'obsolescence . 27
8 Recommandations concernant la fabrication, l'assemblage, les essais, l'installation et la
mise en service . 28
8.1 Fabrication . 28
8.2 Assemblage . 28
8.3 Essais . 29
8.4 Transport, conservation et stockage . 30
8.5 Chargement et installation . 31
8.6 Mise en service/Complétion des systèmes . 32
9 Recommandations relatives aux opérations . 33
9.1 Gestion de l'intégrité . 33
iii
ISO /FDIS 13628-1:2024(F2025(fr)
9.2 Gestion de la production . 35
10 Recommandations relatives à l'intervention sur les puits . 35
11 Recommandations relatives au démantèlement . 35
Annexe A (informative) Systems Engineering Processes . 37
Bibliographie . 38
iv © ISO 2024 – Tous droits réservés
iv
ISO /FDIS 13628-1:2024(F2025(fr)
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'ISO attire l'attention sur le fait que la mise en application du présent document peut entraîner l'utilisation
d'un ou de plusieurs brevets. L'ISO ne prend pas position quant à la preuve, à la validité et à l'applicabilité de
tout droit de propriété revendiqué à cet égard. À la date de publication du présent document, l'ISO n'avait pas
reçu notification qu'un ou plusieurs brevets pouvaient être nécessaires à sa mise en application. Toutefois, il
y a lieu d'avertir les responsables de la mise en application du présent document que des informations plus
récentes sont susceptibles de figurer dans la base de données de brevets, disponible à l'adresse
www.iso.org/brevets. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir identifié tout ou partie de
tels droits de brevet.
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, Industries du pétrole et du gaz, y compris
les énergies à faible teneur en carbone, sous-comité SC 4, Équipements de forage, de production et d'injection, en
collaboration avec le comité technique CEN/TC 12, Industries du pétrole et du gaz, y compris les énergies à faible
teneur en carbone, du Comité européen de normalisation (CEN), conformément à l'Accord de coopération
technique entre l'ISO et le CEN (Accord de Vienne).
Cette troisième édition annule et remplace la seconde édition (ISO 13628-1:2005), qui a fait l'objet d'une
révision technique. Elle intègre également l’Amendement ISO 13628-1:2005/Amd 1:2010.
Les principales modifications sont les suivantes:
— la norme ISO 13628-1 a été entièrement réécrite par rapport à l'édition 2005 du document;
— la norme ISO 13628-1 a été alignée sur l’API RP 17A et constitue désormais un document techniquement
équivalent.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 13628 se trouve sur le site web de l'ISO.
v
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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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vi
ISO /FDIS 13628-1:2024(F2025(fr)
Introduction
Le présent document a été élaboré pour fournir à l'utilisateur des exigences générales et des
recommandations relatifs aux divers domaines devant être pris en considération lors du développement d'un
système de production immergé pour les industries du pétrole et du gaz naturel. Les exigences et les lignes
directrices contenues dans le présent document sont destinées à compléter le jugement technique et à faciliter
le processus de décision.
vii
PROJET FINAL DE NORME INTERNATIONALE
ISO/FDIS 13628-1:2024(F)
Industries du pétrole et du gaz, y compris les énergies à faible teneur
en carbone — Conception et exploitation des systèmes de production
immergés —
Partie 1 : :
Exigences générales et recommandations
1 Domaine d'application
Le présent document fournit des exigences générales et des recommandations pour le développement et
l'exploitation des systèmes de production/d'injection immergés, depuis la phase de développement du
concept jusqu'au démantèlement et à l'abandon.
Les normes relatives aux canalisations flexibles font partie intégrante des documents de la série API 17 (voir
e
4.3.34.3.3) ;); toutefois, le présent document (techniquement équivalent à la 6 édition de l'API RP 17A) ne
couvre généralement pas les conduites d'écoulement/canalisations ou les colonnes montantes de
production/injection (associées aux conduites d'écoulement/canalisations). Ces composants font partie d'un
système de production immergé (SPS) complet, comme le montre la Figure 1Figure 1.
2 Références normatives
Le présent document ne contient aucune référence normative.
3 Termes, définitions et abréviations
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquents’appliquent.
L'ISOL’ISO et l'IECl’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'adressel’adresse https://www.iso.org/obp
— — IEC Electropedia: disponible à l'adressel’adresse https://www.electropedia.org/
3.1 Termes et définitions
3.1.1 3.1.1
barrière
élément faisant partie d'une enveloppe sous pression, conçu pour empêcher tout écoulement accidentel des
fluides de production/d'injection, en particulier vers l'environnement extérieur
3.1.2 3.1.2
essai de réception en usine
FAT
essai(s) réalisé(s) pour vérifier que les exigences spécifiées, pour un produit, ont été satisfaites
ISO /FDIS 13628-1:2024(F2025(fr)
3.1.3 3.1.3
premier article
premier exemplaire d'un produit fabriqué selon les «procédés normaux» qui seront utilisés pour fabriquer
plusieurs exemplaires du même produit.
EXEMPLE Le premier exemplaire d'une nouvelle conception de SCM fabriqué sur une chaîne de production et
destiné à être utilisé sur le terrain.
Note 1 à l'article : : À la différence d'un prototype, un premier article doit représenter avec précision tous les aspects et
toutes les fonctionnalités du modèle de production.
Les «processus normaux» comprennent généralement les processus standard de conception, d'approvisionnement, de
fabrication, d'assurance et de contrôle de la qualité et d'essai, tels qu'ils seraient utilisés pour la production d'un modèle
ou d'un produit de série.
Un tel produit est adapté à une utilisation normale.
Les premiers produits sont souvent soumis à des essais de vérification (3.1.9(3.1.9)) et de validation (3.1.8(3.1.8))
complets, ainsi qu'à un démontage et à une inspection ultérieurs visant à déceler des signes de détérioration des
composants et/ou de perte de fonctionnalité.
3.1.4 3.1.4
haute pression/haute température
HPHT
tout environnement dont la pression de service est supérieure à 103,5 MPa (15 000 psi) et/ou dont la
température de fonctionnement est supérieure à 177 °C (350 °F)
3.1.5 3.1.5
essai d'interchangeabilité
ICT
essai(s) réalisé(s) pour vérifier que les exigences d'interchangeabilité de produits «identiques» (y compris les
produits de conception similaire, en ce qui concerne la ou les interfaces pertinentes), qui peuvent être mis en
interface avec d'autres produits correspondants sur le site d'installation, ont été satisfaites
3.1.6 3.1.6
cycle de vie
suite des étapes identifiables que traverse une entité, de sa conception à sa mise au rebut
3.1.7 3.1.7
pilote
premier produit utilisé pendant une période prolongée dans le service prévu afin de valider un concept ou un
processus, avant la fabrication et le déploiement de produits similaires supplémentaires
EXEMPLE Le système de séparation sous-marine Troll Pilot.
Note 1 à l'article : : À l'instar d'un prototype, un pilote est généralement «unique» et n'est donc souvent pas produit en
utilisant exactement les mêmes procédés que ceux qui seront utilisés pour fabriquer le modèle de production réel d'un
produit (dont plusieurs exemplaires sont généralement produits).
Toutefois, à la différence d'un prototype, il convient que le pilote représente avec précision tous les aspects et toutes les
fonctionnalités du modèle de production prévu, afin de garantir la validité de l'essai et de permettre une utilisation sur
le terrain.
Sur la base des résultats obtenus lors des essais sur le terrain d'un pilote, il n'est pas rare que le modèle de production
réel soit différent du pilote à certains égards.
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ISO /FDIS 13628-1:2024(F2025(fr)
3.1.8
3.1.8
essais de validation
essai(s) réalisé(s) pour valider que les exigences relatives à une utilisation ou application prévue spécifique
d'un produit ont été satisfaites
3.1.9
3.1.9
essais de vérification
essai(s) réalisé(s) pour confirmer que les exigences spécifiées pour un produit ont été satisfaites
3.1.113.1.10 3.1.10
qualification
processus visant à démontrer la capacité à satisfaire aux exigences spécifiées
EXEMPLE Processus de qualification des auditeurs, processus de qualification des matériaux.
Note 1 à l'article : : Le terme «qualifié» est utilisé pour désigner le statut correspondant.
Note 2 à l'article : : La qualification peut concerner des personnes, des produits, des processus ou des systèmes.
3.1.133.1.11 3.1.11
validation
confirmation, par l'apport de preuves objectives, que les exigences relatives à une utilisation ou une
application spécifique prévue ont été satisfaites
Note 1 à l'entrée : l'article: Le terme «validé» est utilisé pour désigner le statut correspondant.
Note 2 à l'entrée : l'article: Les conditions d'utilisation pour la validation peuvent être réelles ou simulées.
3.1.153.1.12 3.1.12
vérification
confirmation, par la fourniture de preuves objectives, que des exigences spécifiées ont été satisfaites
Note 1 à l'article : : Le terme «vérifié» est utilisé pour désigner le statut correspondant.
Note 2 à l'article : : La confirmation peut comprendre des activités telles que:
— - l'exécution de calculs alternatifs;
— - la comparaison d'une nouvelle spécification de conception avec une spécification de conception similaire éprouvée;
— - la réalisation d'essais et de démonstrations;
— - l'examen des documents avant leur publication.
3.2 Abréviations
AMDE analyse des modes de défaillance et de leurs effets
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AMDEC analyse des modes de défaillance, de leurs effets et de leur phase critique
BOP bloc d'obturation de puits
CRA alliage résistant à la corrosion
C/WO complétion/reconditionnement
EDP système de déconnexion d’urgence
HAZOP étude des dangers et de l'opérabilité
HIPPS système de protection contre les surpressions à haute intégrité
HSE santé, sécurité et environnement
IWOCS système de contrôle de reconditionnement de l'installation
LMRP montage de tube prolongateur inférieur
LRFD conception par facteurs de charge et de résistance
MODU unité mobile de forage en mer
MPFM débitmètre polyphasique
OEM fabricant de l'équipement d'origine
OREDA données de fiabilité en mer et à terre
PLEM manifold en extrémité de conduite
QRA appréciation quantitative du risque
ROT dispositif à commande à distance
ROV véhicule commandé à distance
SCM module de contrôle immergé
SUT terminaison d'ombilical immergée
USV vanne de sécurité immergée
VIV vibrations induites par des tourbillons
WSD calcul des contraintes en service
4 Système de production immergé
4.1 Généralités
Un système complet de production/d’injection immergé comprend plusieurs sous-systèmes nécessaires pour
produire des hydrocarbures à partir d'un ou plusieurs puits sous-marins et les transférer vers une installation
de traitement/hôte située en mer (fixe, flottante ou sous-marine) ou à terre, ou pour injecter de l'eau/du gaz
par l'intermédiaire d'installations et/ou de puits sous-marins (comme illustré à la Figure 1Figure 1).).
NOTE Le terme «système de production immergé» est utilisé de manière générique dans le présent document pour
décrire à la fois les systèmes de production et les systèmes d'injection.
La complexité des systèmes de production immergés peut aller d'un puits satellite isolé relié à une installation
terrestre ou en mer, à plusieurs puits regroupés dans un manifold immergé assurant la production vers une
installation fixe, flottante, ou à terre.
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ISO /FDIS 13628-1:2024(F2025(fr)
Les systèmes de production immergés peuvent être utilisés pour produire à partir de réservoirs en eaux peu
profondes ou en eaux profondes. Des conditions d'eau profonde peuvent aussi intrinsèquement imposer le
développement du gisement au moyen d'un système de production immergé, car les structures fixes, telles
qu'un treillis sur piles en acier, peuvent s'avérer techniquement irréalisables ou non rentables du fait de la
profondeur d'eau.
Un équipement immergé peut être utilisé pour l'injection d'eau/gaz dans diverses formations à des fins de
refoulement et/ou pour assurer le maintien de la pression dans le réservoir et/ou pour les opérations
d'extraction par injection de gaz.
4.2 Configuration du système
Les éléments des systèmes de production ou d'injection immergés peuvent être configurés de diverses
manières, en fonction des besoins spécifiques et de la stratégie de développement du gisement. Pour une
description des différents composants, assemblages et sous-systèmes qui peuvent être combinés pour former
un système immergé complet, voir l'API 17TR13. La Figure 1Figure 1 donne un aperçu d'un système immergé
de base.
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Légende
1 LMRP 10 arbre de Noël (XT)
Deleted Cells
2 colonne montante marine 11 tête de puits
Deleted Cells
3 joint flexible 12 tuyau de raccordement
(jumper)
4 BOP 13 HCM
5 colonne montante de reconditionnement 14 HIPPS
6 joint de contrainte 15 manifold
7 EDP
8 ERP/module de contrôle du puits
9 SCM
10 arbre de Noël (XT)
11 tête de puits
12 tuyau de raccordement (jumper)
13 HCM
14 HIPPS
15 manifold
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7 EDP 16 conduite d'écoulement
Deleted Cells
8 ERP/module de contrôle du1 7 poste de traitement
Deleted Cells
puits
9 SCM
Figure 1 — Systèmes immergés de base
4.3 Vue d'ensemble des documents de la série API 17 par catégories
4.3.1 Documents de niveau système
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent des exigences du système sont notamment les
suivants:
— — L’API RP 17A fournit des exigences générales et des recommandations pour le développement des
systèmes de production immergés, depuis la phase de conception jusqu'au démantèlement et à l'abandon.
L’API 17A fournit également des lignes directrices pour d'autres parties de la série API 17 et des
documents connexes.
NOTE L’API RP 17A est techniquement équivalente au présent document.
— — L’API RP 17N fournit une pratique recommandée concernant la fiabilité des systèmes de production
immergés et la gestion des risques techniques. La fiabilité est essentielle pour la conception et
l'exploitation des systèmes de production immergés. L’API RP 17N fournit une approche globale pour
aider à garantir que les besoins en matière de fiabilité sont satisfaits avec les systèmes immergés. Elle est
largement considérée par la communauté technique dans le domaine des eaux profondes comme un
document de référence pour aborder la question de la fiabilité.
— — L’API RP 17O fournit une pratique recommandée pour les systèmes de protection contre les
surpressions à haute intégrité (HIPPS). Elle établit des critères pour les systèmes de protection contre les
surpressions à haute intégrité (HIPPS) qui sont de plus en plus utilisés dans l'industrie comme moyen de
fournir en toute sécurité une capacité de pression de système globale tout en limitant la section qui
nécessite une pression statique maximale nominale à un segment situé à proximité de la source.
— — L’API RP 17Q fournit une pratique recommandée pour la qualification des équipements immergés. Elle
fournit des lignes directrices concernant les méthodes de qualification pertinentes pouvant être
appliquées pour faciliter l'exécution des projets sous-marins.
— — L’API RP 17V fournit une pratique recommandée pour l'analyse, la conception, l'installation et les
essais des systèmes de sécurité destinés aux applications immergées. Elle traite de manière exhaustive
des exigences relatives aux systèmes de sécurité nécessaires pour diverses applications sous-marines.
— — L’API 17TR5 traite de la prévention des blocages dans les systèmes de contrôle de la production et
d'injection chimique immergés. Il inclut également des exigences et donne des recommandations
concernant la conception et l'exploitation des systèmes de production immergés avec pour objectif de
prévenir les blocages dans les conduites de fluides chimiques de contrôle et de production ainsi que dans
les connecteurs/raccords associés.
— — L’API 17TR6 traite des attributs des produits chimiques de production dans les systèmes de
production immergés. Les produits chimiques de production acheminés vers un système de production
immergé par le biais d'un système d'injection chimique peuvent présenter des formulations complexes
aux propriétés chimiques et physiques très variées. Pendant l'exploitation, les produits chimiques de
8 © ISO 2024 – Tous droits réservés
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production peuvent entrer en contact avec d'autres fluides, ainsi que des matériaux métalliques et
polymères, et être soumis à diverses conditions physiques liées à la température et à la pression.
L’API 17TR6 a été élaboré dans le but de réduire au minimum le risque qu'un produit chimique de
production ne soit pas fourni au débit volumétrique requis en raison d'une spécification inadéquate du
système de distribution du produit chimique de production ou de la formation de contraintes ou
d'obstructions dans ce système.
— — L’API 17TR13 fournit une vue d'ensemble des systèmes de production immergés. Il comprend des
descriptions et des lignes directrices de base pour la conception des systèmes de production immergés.
4.3.2 Matériel immergé (têtes de puits, têtes de production, manifolds, structures, connecteurs et
pompes)
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent de l'équipement assemblé sont notamment les
suivants:
— les suivants :
— — L’API 17D fournit des spécifications concernant les têtes de puits immergées, les têtes de puits au
niveau de la ligne de boue, les têtes de puits de forage à travers la ligne de boue, les têtes de production
sous-marines verticales et horizontales, ainsi que l'outillage associé pour la manipulation, les essais et
l'installation de cet équipement.
— — L’API RP 17P formule des recommandations concernant les structures et manifolds immergés utilisés
pour réguler la pression dans le cadre de la production sous-marine de pétrole et de gaz et des services
d'injection immergés.
— — L’API RP 17X fournit des recommandations concernant la conception, la fabrication, l'installation et
l'exploitation des pompes immergées, y compris les pompes volumétriques rotatives et les pompes
rotodynamiques pour les services monophasés et multiphasés. Elle s'applique à tous les modules de
pompe immergés placés au niveau ou au--dessus de la ligne de boue.
— — L’API 17TR3 décrit les résultats d'une étude portant sur les risques et les avantages de pénétrations
supplémentaires dans les têtes de puits immergées, sous la pile du bloc d'obturation de puits (BOP), afin
de surveiller le maintien de la pression du tubage dans les espaces annulaires de tubage supplémentaires.
Une attention particulière a été accordée aux risques et aux avantages liés à la surveillance d'espaces
annulaires autres que l'espace annulaire «A» (l'espace annulaire situé entre les tubes de production et les
colonnes de cuvelage de production).
— — L’API 17TR4 traite de l’impact du fonctionnement en eaux profondes sur la pression nominale de
l'équipement qui constitue une préoccupation toute particulière. L'objectif de l’API 17TR4 est de
permettre une meilleure compréhension des effets des pressions internes et externes simultanées sur la
pression de service nominale des équipements couverts par le domaine d'application de l'API 17D.
— — L’API 17TR7 fournit des exigences et des recommandations concernant la vérification et la validation
des connecteurs immergés situés le long de l'axe vertical du matériel immergé (c'est-à-dire la tête de
production, la tête de tubage, le chapeau de tête de production, l'outil de pose de tête de production, les
connecteurs du système de contrôle du puits et les connecteurs EDP), de la tête de puits sous-marine et de
la colonne montante de complétion/reconditionnement. La méthodologie décrite dans l’API 17TR7 peut
également être utilisée pour d'autres conceptions de connecteurs. Les connecteurs situés en dehors de
l'axe vertical sont abordés dans l'API 17R.
ISO /FDIS 13628-1:2024(F2025(fr)
— — L’API 17TR8 couvre généralement les applications en eaux profondes dont la pression statique est
inférieure ou égale à 103,5 Mpa (15 000 psi). Au cours des dernières années, l'industrie a tenté de mettre
en place des actifs en eaux profondes avec des pressions statiques supérieures à 103,5 M (15 000 psi) ;);
et les exploitants et les organismes de réglementation ont dû traiter ces applications au cas par cas.
L'API 17TR8 établit une approche industrielle normalisée de l'analyse, de la conception, de la sélection des
matériaux, des essais et de l'application des composants immergés dans le cadre de ces applications haute
pression/haute température (HPHT).
— — L’API 17TR11 fournit des lignes directrices à l'industrie concernant la charge de pression admissible
des composants matériels immergés pouvant survenir lors des essais hydrostatiques des conduites
d'écoulement et des colonnes montantes sous-marines, ainsi que lors des essais d'étanchéité de ces
systèmes avant leur mise en service. La pression hydrostatique élevée en eaux profondes peut
potentiellement être source de confusion, d'une part en raison de la diversité des spécifications d'essai
applicables, et d'autre part du fait de l'utilisation incohérente de divers acronymes en matière de
terminologie relative à la pression.
— — L’API 17TR12 propose un examen détaillé de l'ensemble des considérations relatives au système qui
doivent être prises en compte si l'on veut tenir compte de la pression externe dans le cadre de la
conception d'un dispositif immergé de forme irrégulière sous pression ou destiné à réguler la pression.
4.3.3 Conduites d'écoulement et colonnes montantes
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent des colonnes montantes et des conduites
d'écoulement sont notamment les suivants:
— — Les API RP 17B, API Spec 17J, API Spec 17K, API Spec 17L1, et API RP 17L2 traitent de manière
exhaustive de la conception, de la fabrication, des essais, du conditionnement et des critères d'utilisation
des canalisations flexibles collées et non collées, ainsi que des équipements auxiliaires nécessaires pour
réguler le comportement de la canalisation flexible, protéger une zone de transition ou fournir un moyen
de fixation et d'étanchéité.
— — L’API RP 17R fournit des critères applicables à tous les types de connexions distantes, et à la tuyauterie
associée, réalisées entre les connexions en extrémité des conduites d'écoulement/canalisations
immergées, les manifolds et les têtes de production immergées. Elle couvre les connecteurs de conduites
immergées et les tuyaux de raccordement utilisés pour le confinement de la pression dans la production
sous-marine de pétrole et de gaz et dans les services d'injection immergés.
— — L’API RP 17U fournit des recommandations concernant les exigences en matière de performance, de
qualification, d'application, de contrôle qualité, de manipulation et de stockage des isolants thermiques
pour milieu humide et pour milieu sec destinés aux applications immergées des industries du pétrole et
du gaz. Elle couvre également le contrôle de l'isolation et la réparation des défauts d'isolation.
— — L’API 17TR1 définit la méthodologie et les modes opératoires d'essai nécessaires à l'évaluation des
matériaux polymères susceptibles d'être utilisés comme gaine de pression interne de canalisations
flexibles non collées destinées à des applications à haute température. Il décrit les processus par lesquels
les propriétés critiques des matériaux, tant statiques que dynamiques, peuvent être mesurées et évaluées
par rapport à des critères de performance pertinents.
— — L’API 17TR2 donne des lignes directrices détaillées sur les questions relatives aux matériaux et aux
tuyaux concernant l'utilisation et l'exploitation du PA-11 dans des applications de canalisations flexibles,
notamment dans des applications de production et de manipulation de gaz jusqu'à 100 °C. Il porte
essentiellement sur l'utilisation du PA-11 dans la gaine interne des canalisations flexibles, bien que des
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considérations similaires puissent également s'appliquer à d'autres utilisations du PA-11 dans les
canalisations flexibles, par exemple les couches anti-usure, les gaines intermédiaires et les gaines
extérieures.
4.3.4 Systèmes de contrôle
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent des systèmes de contrôle sont notamment les
suivants:
— — L’API Spec 17E spécifie les exigences relatives à la conception, à la sélection des matériaux, à la
fabrication, à la vérification de la conception, aux essais, à l'installation et à l'exploitation des ombilicaux
immergés et de leurs équipements auxiliaires. Il s'applique aux ombilicaux destinés à un service statique
ou dynamique, avec des tracés surface-surface, surface-sous-marin et sous--marin--sous-marin.
— — L’API Std 17F fournit des critères relatifs à la conception, à la fabrication, aux essais et au
fonctionnement de divers types d'équipements de systèmes de contrôle en surface, de systèmes de
contrôle immergés, ainsi que des exigences concernant les fluides de contrôle associés. Ces équipements
sont utilisés pour contrôler la production sous-marine de pétrole et de gaz et pour les services d'injection
immergés d'eau et de gaz.
— — L’API RP 17S fournit des exigences minimales concernant les débitmètres polyphasiques immergés
afin d'assurer l'intégrité mécanique et électrique, la capacité de communication et la performance de
mesure en vue d'une utilisation fiable.
— — L’API 17TR9 est un guide de référence au cours de la première phase de planification du
développement du gisement, afin de s'assurer de la prise en compte des implications de la taille des UTA
et des conséquences possibles lors de l'installation.
— — L’API 17TR10 traite de l'installation des terminaisons d’ombilical immergées (SUT), des risques liés à
l'installation et des mesures requises pour réduire ces risques au minimum.
4.3.5 Systèmes d'intervention
Les documents relatifs aux systèmes immergés qui traitent des exigences relatives aux systèmes
d'intervention sont notamment les suivants:
— — L’API Std 17G définit un ensemble minimal d'exigences en matière de performance, de conception, de
matériaux, d'essais et de contrôles, de formage à chaud, de soudage, de marquage, de manutention, de
stockage et d'expédition des nouveaux équipements d'intervention sur les puits immergés [systèmes de
colonnes montantes d'intervention à travers le bloc d'obturation de puits (TBIRS) et systèmes de colonnes
montantes d'intervention en eau libre (OWIRS)].
— — L’API RP 17G3 donne des lignes directrices en matière de conception pour l'utilisation de matériaux
non ferreux dans les systèmes d'intervention et les composants immergés.
— — L’API RP 17G5 fournit les exigences relatives à la conception, à la fabrication et aux essais des
équipements du système de contrôle de reconditionnement d'intervention (IWOCS).
— — L’API RP 17H donne des recommandations concernant l'élaboration et la conception de dispositifs
immergés et d'interfaces à commande à distance sur les systèmes de production immergés, dans le but de
maximiser le potentiel de normalisation de l'équipement et des principes de conception. Les critères
relatifs aux interfaces normalisées figurant dans le présent document sont utilisés dans presque toutes les
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autres opérations sous-marines (par exemple, forage, construction) nécessitant l'assistance ou
l'interaction avec un véhicule commandé à distance (ROV).
— — L’API RP 17W rassemble les bonnes pratiques en matière de conception et d'exploitation des blocs
d'obturation existants et pose les bases de pratiques cohérentes en matière de conception, de fabrication,
d'essai et d'utilisation des futurs blocs. Il est destiné à être appliqué à la construction des nouveaux
composants de blocs d'obturation immergés, mais peut également être utilisé pour améliorer les blocs
d'obturation immergés existants.
5 Ingénierie des systèmes
5.1 Généralités
Conformément aux définitions suivantes fournies par l'International Council on Systems Engineering
(INCOSE, Conseil international de l'ingénierie des systèmes), l'ingénierie des systèmes de production
immergés porte sur l'ensemble du système, depuis le réservoir jusqu'à l'installation hôte.
— — « «Un système est un agencement de parties ou d'éléments qui, ensemble, présentent un
comportement ou une signification que leurs constituants individuels n'ont pas. ».»
— — « «L'ingénierie des systèmes est une approche transdisciplinaire et intégrative qui vise à permettre la
réalisation, l'utilisation et le retrait des systèmes techniques, en utilisant les principes et les concepts des
systèmes, ainsi que des méthodes scientifiques, technologiques et de gestion. ».»
Un système complet peut comprendre les éléments suivants:
— — un ou des systèmes de traitement/d'injection de fluides, par exemple systèmes de séparation,
systèmes d'injection d'eau/gaz) ;);
— — les systèmes de soutien associés, par exemple système de contrôle immergé, système d'injection de
produits chimiques, système d'installation/de reconditionnement.
Il convient que l'ingénierie des systèmes prenne en considération les exigences de chacune des phases du cycle
de vie d'un développement, y compris:
— — l'élaboration du concept;
— — la mise en service/l'exploitation;
— — le reconditionnement/la maintenance/la modification;
— — le démantèlement.
Il convient que l'ingénierie des systèmes prenne en considération l'ensemble des activités du projet
nécessaires à la fourniture d'un système de production immergé complet et fonctionnel, y compris:
— — le développement/la qualification des technologies;
— — la passation de contrats;
— — l'ingénierie;
— — l'approvisionnement;
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— — la construction;
— — les contrôles/les essais;
— — l'installation;
— — la complétion des systèmes;
— — la formation.
L'ingénierie des systèmes est une approche systématique et holistique de l'ingénierie qui couvre la totalité du
domaine d'application et du cycle de vie d'un système de production immergé. L'ingénierie des systèmes tient
compte de tous les systèmes d'interface avec le système de production immergé.
Les objectifs de l'adoption d'une approche d'ingénierie des systèmes sont, notamment, les suivants:
— — s'assurer que le système fonctionne comme prévu (voir 5.35.3) ;);
— — maximiser la valeur pour les différentes parties prenantes;
— — réduire au minimum l'érosion de la valeur;
— — reconnaître et gérer les risques au niveau du système de manière efficace et rationnelle.
La gestion de la veine fluide est un des facteurs déterminants de la conception de tout système de production
immergé, y compris la modélisation hydraulique des différents écoulements de fluides depuis le réservoir lui-
même jusqu'au(x) point(s) d'exportation du produit au niveau de l'installation hôte.
5.2 Processus d'ingénierie des systèmes
Les documents suivants donnent des recommandations générales concernant le processus d'ingénierie des
systèmes:
— — INCOSE Systems Engineering Handbook (Manuel d'ingénierie des systèmes de l'INCOSE) ;);
— — ISO/IEC /IEEE 15288;
— — ISO/IEC /IEEE 24748-4;
— — NASA Systems Engineering Handbook (Manuel d'ingénierie des systèmes de la NASA) ;);
— — Systems Engineering Body of Knowledge (Corpus de connaissances en ingénierie des systèmes)
(SEBoK).
Les avantages que présente l'ingénierie des systèmes sont maximisés par la réalisation d'un niveau approprié
d'ingénierie des systèmes à un stade précoce du cycle de vie du projet (c'est-à-dire pendant les phases
d'élaboration/de sélection du concept et d'ingénierie de base). À mesure que le projet progresse dans les
phases d'ingénierie de base et de conception détaillée, l'ingénierie des systèmes doit être poursuivie à des
niveaux de détail de plus en plus poussés.
Comme c'est le cas pour de nombreux processus fondamentaux d'un projet, l'ingénierie des systèmes est à la
fois itérative et récursive par nature; par exemple:
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— — en raison des nombreuses interdépendances entre les différents sous-systèmes, il doit être nécessaire
d'
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Questions, Comments and Discussion
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