ISO 13703:2000

NORME ISO
INTERNATIONALE 13703
Première édition
2000-12-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Conception et installation des systèmes de
tuyauterie sur les plates-formes de
production en mer
Petroleum and natural gas industries — Design and installation of piping
systems on offshore production platforms

Numéro de référence
©
ISO 2000
PDF – Exonération de responsabilité
Le présent fichier PDF peut contenir des polices de caractères intégrées. Conformément aux conditions de licence d'Adobe, ce fichier peut
être imprimé ou visualisé, mais ne doit pas être modifié à moins que l'ordinateur employé à cet effet ne bénéficie d'une licence autorisant
l'utilisation de ces polices et que celles-ci y soient installées. Lors du téléchargement de ce fichier, les parties concernées acceptent de fait la
responsabilité de ne pas enfreindre les conditions de licence d'Adobe. Le Secrétariat central de l'ISO décline toute responsabilité en la
matière.
Adobe est une marque déposée d'Adobe Systems Incorporated.
Les détails relatifs aux produits logiciels utilisés pour la création du présent fichier PDF sont disponibles dans la rubrique General Info du
fichier; les paramètres de création PDF ont été optimisés pour l'impression. Toutes les mesures ont été prises pour garantir l'exploitation de
ce fichier par les comités membres de l'ISO. Dans le cas peu probable où surviendrait un problème d'utilisation, veuillez en informer le
Secrétariat central à l'adresse donnée ci-dessous.

©  ISO 2000
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque
forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit de l’ISO à
l’adresse ci-après ou du comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax. + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.ch
Web www.iso.ch
Version française parue en 2002
Imprimé en Suisse
ii © ISO 2000 – Tous droits réservés

Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction.vi
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives .1
3 Termes, définitions, symboles et abréviations .2
3.1 Termes et définitions.2
3.2 Symboles et abréviations .4
4 Considérations d’ordre général .6
4.1 Matériaux .6
4.2 Code pour les conduites forcées.7
4.3 Limite entre les systèmes de pressions différentes .7
4.4 Considération sur la corrosion .9
5 Conception de la tuyauterie .10
5.1 Qualité des matériaux de tuyauterie.10
5.2 Critères de dimensionnement – Généralités .12
5.3 Méthodes de dimensionnement des conduites de liquides.13
5.4 Critères de dimensionnement des conduites de gaz monophasiques.20
5.5 Critères de dimensionnement des conduites gaz/liquides biphasiques.24
5.6 Épaisseurs des parois des tuyauteries.27
5.7 Raccordements.31
5.8 Dilatation et flexibilité.32
5.9 Dispositions pour la mise en route.33
6 Sélection des appareils de robinetterie.34
6.1 Généralités .34
6.2 Types d’appareils de robinetterie .34
6.3 Résistance au feu des appareils de robinetterie.37
6.4 Dimensionnement des appareils de robinetterie .37
6.5 Caractéristiques de pression et de températures des appareils de robinetterie.38
6.6 Matériaux des appareils de robinetterie.38
7 Raccords et brides .39
7.1 Généralités .39
7.2 Raccords soudés.40
7.3 Raccords vissés .40
7.4 Piquages.40
7.5 Brides.41
7.6 Connecteurs spéciaux .43
7.7 Exigences spéciales pour la corrosion fissurante par les sulfures.43
7.8 Prévention de l'érosion .43
8 Conception des systèmes de tuyauterie particuliers .44
8.1 Généralités .44
8.2 Éléments accessoires de têtes de puits.44
8.3 Flowlines et leurs accessoires.44
8.4 Manifolds de production.48
8.5 Tuyauteries des récipients de production .48
8.6 Systèmes auxiliaires .50
8.7 Systèmes de fluide caloporteur et de glycol .51
8.8 Systèmes de décompression et d'évacuation.51
8.9 Systèmes de drains.53
8.10 Tuyauteries sur passerelle entre plates-formes.54
8.11 Risers (colonnes montantes) .54
8.12 Robinets de prise d'échantillon.54
9 Autres considérations.54
9.1 Généralités .54
9.2 Implantation.54
9.3 Élévations .55
9.4 Supports de tuyauterie.55
9.5 Autres considérations en matière de corrosion.55
9.6 Isolation thermique.57
9.7 Bruits.60
9.8 Tableaux concernant les tuyauteries, les vannes et les raccords .60
9.9 Inspection, entretien, réparations et modifications .60
10 Installation et contrôle de qualité.60
10.1 Généralités .60
10.2 Soudage.61
10.3 Tests de pression .62
10.4 Résultats des tests .63
Annexe A (informative) Exemples de problèmes.64
A.1 Introduction.64
A.2 Exemple de calcul des flowllnes.64
A.3 Exemple de conception de tuyauterie d’aspiration des pompes .70
Annexe B (informative) Exemples de tableaux pour tuyauteries, appareils de robinetterie et raccords .76
B.1 Exemple d’index.76
B.2 Exemple .77
Annexe C (informative) Conception de joints soudés bout-à-bout acceptable pour des parois
d'épaisseurs inégales.79
Bibliographie .81

iv © ISO 2000 – Tous droits réservés

Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée aux
comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du comité
technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non gouvernementales, en
liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec la Commission
électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 3.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur publication
comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments de la présente Norme internationale peuvent faire
l'objet de droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de
ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 13703 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement, structures en mer, pour les
industries du pétrole et du gaz naturel, sous-comité SC 6, Systèmes et équipements de traitement.
Les annexes A, B, et C de la présente Norme internationale sont données uniquement à titre d’information.
Introduction
e
La présente Norme internationale est basée sur l’API RP 14E, 5 édition, octobre 1991.

vi © ISO 2000 – Tous droits réservés

NORME INTERNATIONALE ISO 13703:2000(F)

Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et
installation des systèmes de tuyauterie sur les plates-formes de
production en mer
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale spécifie les exigences minimales et donne des lignes directrices pour la
conception et l'installation de nouveaux systèmes de tuyauterie sur les plates-formes de production situées en mer,
pour les industries du pétrole et du gaz naturel. Elle couvre les systèmes de tuyauterie supportant une pression
maximale de 69 000 kPa, dans les limites d'une échelle de températures pour des matériaux répondant aux
exigences de l'ASME B31.3.
NOTE Pour les applications avec des pressions ou températures différentes, la présente Norme internationale peut être
utilisée tout en accordant une attention particulière aux propriétés des matériaux.
L’annexe A donne quelques exemples pratiques pour résoudre des problèmes de conception de tuyauterie.
2 Références normatives
Les documents normatifs suivants contiennent des dispositions qui, par suite de la référence qui y est faite,
constituent des dispositions valables pour la présente Norme internationale. Pour les références datées, les
amendements ultérieurs ou les révisions de ces publications ne s'appliquent pas. Toutefois, les parties prenantes
aux accords fondés sur la présente Norme internationale sont invitées à rechercher la possibilité d’appliquer les
éditions les plus récentes des documents normatifs indiqués ci-après. Pour les références non datées, la dernière
édition du document normatif en référence s'applique. Les membres de l’ISO et de la CEI possèdent le registre des
Normes internationales en vigueur.
ISO 13623, Industries du pétrole et du gaz naturel ― Systèmes de transport par conduites
1)
API RP 520-2 , Recommended practice for design and installation of pressure-relieving systems in refineries —
Part 2
2)
ASME , Boiler and pressure vessel code: Section VIII: Pressure vessels, Division 1
ASME B 31.3, Process piping
3)
NACE MR0175 , Sulfide stress cracking resistant metallic materials for oil field equipment
NACE TM0177, Laboratory testing of metals for resistance to specific forms of environmental cracking in H S
environments
NACE TM0284, Evaluation of pipeline and pressure vessel steels for resistance to hydrogen-induced cracking

1) American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W., Washington, DC 20005-4070, U.S.A.

2) American Society of Mechanical Engineers, 345 East 47th Street, New York, N.Y. 10017, U.S.A.

3) National Association of Corrosion Engineers, P.O. Box 218340, Houston, Texas 77218-8340, U.S.A.
3 Termes, définitions, symboles et abréviations
Pour les besoins de la présente Norme internationale, les termes, définitions, symboles et abréviations suivants
s'appliquent.
3.1 Termes et définitions
3.1.1
corrosion fissurante par les chlorures
corrosion induite par un effluent contenant de l'eau et des chlorures dans des conditions de concentration et de
température suffisamment élevées pour entraîner la fissuration des matériaux sensibles
NOTE D'autres constituants tels que l'oxygène (O ) peuvent contribuer à une telle fissuration.
3.1.2
duse
choke
dispositif conçu spécialement pour limiter le débit des fluides
3.1.3
corrosion-érosion
phénomène durant lequel le film protecteur est détruit par l'action de l'effluent, mettant à nu le métal et l'exposant à
la corrosion
NOTE Une corrosion considérable de type perte de masse du métal peut alors survenir.
3.1.4
gaz corrosif
gaz qui, une fois dissout dans l'eau ou dans d'autres liquides, attaque le métal
NOTE Il s'agit le plus souvent d'hydrogène sulfuré (H S), de gaz carbonique (CO ) et/ou d'oxygène (O ).
2 2 2
3.1.5
hydrocarbures corrosifs
effluents contenant de l'eau ou de la saumure et du gaz carbonique (CO ), de l'hydrogène sulfuré (H S), de
2 2
l'oxygène (O ) ou d'autres agents corrosifs, dans des conditions entraînant une perte de masse du métal
3.1.6
soufflet de dilatation
dispositif de tuyauterie constitué d’ondes conçu pour absorber la dilatation et la contraction
3.1.7
lyre de dilatation
configuration de la tuyauterie conçue pour absorber la dilation et la contraction
3.1.8
flowline
tuyauterie reliant la tête de puits production au collecteur production ou au premier récipient de production
3.1.9
régime d’écoulement
condition d’écoulement d'un effluent multiphasique
EXEMPLES Bouchon, écoulement en brouillard ou écoulement stratifié.
3.1.10
fluide
gaz, vapeur, liquide ou la combinaison des trois
2 © ISO 2000 – Tous droits réservés

3.1.11
collecteur
partie du manifold qui dirige le fluide vers un système de production spécifique
Voir Figures 5 et 6.
3.1.12
mouillabilité de l’hydrocarbure
aptitude d’un effluent à former un film protecteur sur les surfaces en métal
3.1.13
manifold
assemblage de tuyauteries, d’appareils de robinetterie et de raccords qui reçoit le fluide provenant d'une ou
plusieurs sources et le dirige vers divers systèmes de production
3.1.14
manchon
élément de tube fileté ou soudé par emboîtement, utilisé comme accessoire, d'une longueur inférieure à 300 mm
3.1.15
diamètre nominal du tube
diamètre nominal
NPS
DN
désignation de la dimension en inch, commune à tous les composants d'un système de tuyauterie, autres que les
composants désignés par leur diamètre externe
NOTE Le diamètre nominal du tube est désigné par les lettres NPS (lorsque l’unité est l’inch) ou DN (lorsque l’unité est le
millimètre), suivies d’un nombre; ce nombre sert de référence et n'a habituellement qu'un rapport approché avec les dimensions
de fabrication.
3.1.16
hydrocarbures non corrosifs
effluents ne causant pas de perte de masse significative du métal, d'attaque localisée ou de fissuration due à la
corrosion sous tension
3.1.17
conditions normales
pression absolue à 101,325 kPa et température de 0 °C
3.1.18
tuyauterie de la plate-forme
toute tuyauterie d'une plate-forme conçue pour contenir ou transporter un fluide
3.1.19
classe de pression
classe
nombre indiquant la pression maximale de service du système
NOTE Ce nombre peut indiquer directement la pression de service (par exemple ISO 10423 [1] qui indique une pression
de service de 13,8 MPa et l’API classe de pression 2 000 psi) ou une corrélation moins directe (par exemple ASME classe 300).
3.1.20
capteur de pression
dispositif destiné à détecter une pression prédéterminée
3.1.21
équipement de production
équipement assurant, avec sa tuyauterie associée, une fonction unique
EXEMPLES Récipient sous pression, réchauffeur, pompe, etc.
3.1.22
colonne montante
riser
section verticale d’un pipeline (comprenant le coude de fond) à l’arrivée ou au départ d’une plate-forme
3.1.23
robinet d’arrêt
robinet automatique utilisé pour isoler un équipement de production ou un système de production
3.1.24
corrosion fissurante par les sulfures
corrosion induite par un effluent contenant de l'eau ou de la saumure et de l'hydrogène sulfuré (H S) dans des
concentrations assez élevées pour provoquer la fissuration, à la suite de la corrosion sous tension, des matériaux
sensibles
3.1.25
pression en tête de puits
pression statique maximale en surface, pouvant exister dans un puits
3.2 Symboles et abréviations
3.2.1 Symboles
A section d'écoulement minimale requise d'une tuyauterie par unité de débit volumique, exprimée en
2 3
millimètres carrés par mètre cube par heure (mm /m /h)
B coefficient moyen de dilatation thermique à des températures de fonctionnement normales, exprimé en
millimètres par kelvin (mm/K)
C constante empirique, sans dimension
C somme des surépaisseurs de corrosion, de fabrication ou de prise en compte du filetage, exprimée en
e
millimètres (mm)
C coefficient de débit de vanne, sans dimension
v
NOTE 1 Cette valeur est égale à un débit d’eau à 60 °F mesuré en US gallons/minute, requis pour créer une perte de
charge de 1 psi (les unités américaines ne sont utilisées dans cet exemple que pour être en ligne avec d’autres données
publiées).
D diamètre intérieur de la tuyauterie, exprimé en mètres (m)
i
D diamètre extérieur de la tuyauterie, exprimé en millimètres (mm)
o
d diamètre intérieur de la tuyauterie, exprimé en millimètres (mm)
i
d densité relative du gaz (air = 1), sans dimension
g
d densité relative du liquide (eau = 1), sans dimension
L
E coefficient de joint de soudure longitudinal, sans dimension
E module d'élasticité du matériau de la tuyauterie à froid, exprimé en newtons par millimètre carré (N/mm )
m
f coefficient de friction Moody, sans dimension
g accélération de la pesanteur, exprimée en mètres par seconde au carré (m/s )
4 © ISO 2000 – Tous droits réservés

h pression due à l'accélération, exprimée en mètres (m) de liquide
a
h perte de charge due au frottement, exprimée en mètres (m) de liquide
f
h hauteur de refoulement absolue, exprimée en mètres (m) de liquide
p
h pression statique, exprimée en mètres (m) de liquide
st
h pression dynamique, exprimée en mètres (m) de liquide
vh
h tension de vapeur absolue, exprimée en mètres (m) de liquide
vpa
h perte de charge, exprimée en kilopascals (kPa)
W
� facteur de compressibilité, sans dimension
L longueur de tuyauterie développée, exprimée en mètres (m)
L longueur de tuyauterie, exprimée en kilomètres (km)
m
m tolérance sur l’épaisseur de fabrication, exprimée en pourcentage (%)
NPSH hauteur énergétique nette absolue disponible à l’aspiration, exprimée en mètres (m) de liquide
a
p pression de fonctionnement, exprimée en kilopascals [kPa (abs)]
NOTE 2 Également désignée dans le texte comme «pression d'écoulement».
p pression de calcul interne, exprimée en kilopascals [kPa (ga)]
i
q débit de gaz, exprimé en mètres cube par heure (m /h), aux conditions normales
g
q débit liquide, exprimé en mètres cube par heure (m /h)
L
q débit massique total liquide plus gaz, exprimé en kilogrammes par heure (kg/h)
m
R rapport du volume gaz/liquide, sans dimension
Re nombre de Reynolds, sans dimension

R vitesse de rotation de la pompe, exprimée en tours par minute (tr/min)
p
S contrainte admissible, exprimée en newton par millimètre carré (N/mm )
T température de fonctionnement, exprimée en kelvins (K)
NOTE 3 Egalement désignée dans le texte comme «température d'écoulement».
t épaisseur calculée à la pression, exprimée en millimètres (mm)
t épaisseur nominale minimale, exprimée en millimètres (mm)
nom
U distance entre ancrage (distance droite entre les ancrages), exprimée en mètres (m)
v vitesse d'érosion des fluides, exprimée en mètre par seconde (m/s)
e
v vitesse moyenne du gaz, exprimée en mètre par seconde (m/s)
g
NOTE 4 Également désignée dans le texte comme «vitesse du gaz».
v vitesse moyenne du liquide, exprimée en mètre par seconde (m/s)
L
y déplacement total dû à la dilatation, exprimé en millimètres (mm)
Y coefficient de température, sans dimension
Z coefficient de compressibilité du gaz, sans dimension
∆L dilatation absorbée par la tuyauterie, exprimée en millimètres (mm)

∆p perte de charge, exprimée en kilopascals (kPa)
ρ masse volumique du gaz à la pression et à la température de fonctionnement, exprimée en kilogrammes
g
par mètre cube (kg/m )
ρ masse volumique du liquide à la température de fonctionnement, exprimée en kilogrammes par mètre
L
cube (kg/m )
ρ masse volumique du mélange gaz/liquide à la pression et à la température de fonctionnement, exprimée
m
en kilogrammes par mètre cube (kg/m )
∆T variation de température, exprimée en kelvins (K)
µ viscosité dynamique du gaz à la pression et à la température d'écoulement, exprimée en pascals
g
seconde (Pa·s)
µ viscosité dynamique du liquide, exprimée en pascals seconde (Pa·s)
L
3.2.2 Abréviations
ERW Soudage électrique
PWHT Traitement thermique après soudage
RF Face surélevée
RTJ Joint annulaire
SAW Soudage à l'arc sous flux
SMYS Limite d’élasticité minimale spécifiée
4 Considérations d’ordre général
4.1 Matériaux
Les matériaux en acier au carbone conviennent à de nombreux systèmes de tuyauterie des plates-formes de
production, bien que les aciers inoxydables ou d’autres matériaux soient également d’un usage répandu. Il
convient de prendre en considération les facteurs suivants lors de la sélection des matériaux:
a) type d'utilisation;
b) compatibilité avec d’autres matériaux;
6 © ISO 2000 – Tous droits réservés

c) propriétés mécaniques, ductibilité, élasticité et dureté;
d) nécessité de procédures de soudage spéciales, ou d'autres méthodes d'assemblage;
e) nécessité d'inspections, d'essais ou de procédures de contrôle de la qualité spécifiques;
f) mauvaise application éventuelle sur le terrain;
g) corrosion et érosion causée par les fluides internes et/ou par l'environnement marin;
h) nécessité de performance en cas d'incendie.
4.2 Code pour les conduites forcées
4.2.1 La conception et l'installation de la tuyauterie d'une plate-forme doivent être conformes à l’ASME B31.3,
telles que modifiées dans la présente Norme internationale. Il convient que les risers, pour lesquels l’ASME B31.3
ne s'applique pas, soient conçus et installés suivant 4.2.2 à 4.2.6.
4.2.2 La conception, la construction, l'inspection et les essais des risers doivent se conformer à l’ISO 13623,
ainsi qu'aux règles et réglementations nationales, en utilisant une contrainte de calcul ne dépassant pas 0,6 fois la
limite d’élasticité minimum spécifiée. Les normes de conception des pipelines peuvent être utilisées de gare de
racleurs à gare de racleurs inclues, sauf lorsqu'elles sont en contradiction avec les réglementations nationales.
4.2.3 Le soudage requiert une radiographie à cent pour cent. Il convient que les essais non-destructifs des
tuyauteries de plates-formes satisfaisant à l’ASME B31.3 suivent au minimum le Tableau 10 de la présente Norme
internationale.
4.2.4 Les essais au choc doivent être effectués comme spécifié par l’ASME B31.3. La conception des systèmes
de tuyauterie haute pression (c’est-à-dire au-delà de la classe 2500 ASME) nécessite une attention particulière et
doit être conforme avec les exigences pour les tuyauteries haute pression de l'ASME B31.3.
4.2.5 Il convient que les appareils de robinetterie, raccords et brides soient fabriqués conformément aux Normes
internationales et/ou nationales. Il convient de vérifier les caractéristiques de pression/température et la
compatibilité des matériaux.
4.2.6 Afin de déterminer la limite entre les risers et les tuyauteries de la plate-forme, la pratique est que la
première vanne d'arrivée et la dernière vanne de départ qui bloquent le flux circulant dans le pipeline constituent la
limite d'application de la présente Norme internationale, à l'exception des calculs d'épaisseur de la paroi des risers
et la sélection des matériaux, qui peuvent faire l'objet d'un code permettant un alésage constant pour le raclage.
Les recommandations contenues dans la présente Norme internationale peuvent être utilisées pour la conception
des risers lorsque des facteurs tels que la profondeur de l'eau, le fruit des membrures de la plate-forme, la zone de
marnage, etc. sont pris en considération. Les réglementations nationales peuvent exiger que le code du pipeline
s'étende à la gare de racleur arrivée/départ.
4.2.7 Une pratique courante est également d’appliquer le code des conduites forcées, du riser jusqu’aux gares
de racleur, en incluant les piquages de tuyauterie sur le riser ou la conduite forcée jusqu’à la première vanne.
4.3 Limite entre les systèmes de pressions différentes
4.3.1 Il est courant que la pression de l'effluent après la tête de puits chute par étapes.
Une fois la pression réduite, les équipements de production ayant des caractéristiques de pression plus basses
peuvent être utilisés. Un exemple type est donné en Figure 1.
4.3.2 Un équipement de production soumis à la pression doit être conçu de manière à pouvoir résister à une
pression interne maximale exercée dans n'importe quelle condition, ou bien être protégé par un dispositif de
décompression. En l'occurrence, un dispositif de décompression signifie une soupape de sécurité ou un disque de
rupture. En général, pour déterminer les dispositifs de décompression nécessaires, il convient de ne pas
considérer les vannes d'arrêt, vannes de réglage, vannes de contrôle et autres dispositifs comme pouvant
empêcher la surpression des équipements de production.
4.3.3 Les valeurs limites de pression doivent être indiquées sur les schémas de tuyauterie et instrumentations
procédés. Chaque composant du système (réservoirs, brides, tuyaux ou accessoires) doit être conçu de manière à
résister à la pression maximale à laquelle il peut être soumis dans n'importe quelle condition prévisible, ou il doit
être protégé par un dispositif de décompression. Les conditions de pression anormales doivent être envisagées,
par exemple lors de la mise en route, de l'arrêt, d'un coup de bélier, etc.

NOTE 1 La température de calcul est de 65 °C partout.
NOTE 2 Les capteurs d’arrêt requis ne sont pas montrés.
NOTE 3 La flowline et le manifold sont conçus pour résister à la pression en tête de puits.
NOTE 4 Les pressions de calcul du système peuvent être limitées par des facteurs autres que les caractéristiques de
pression des brides et des vannes (ex: épaisseur de la tuyauterie, pression de calcul du séparateur, etc.).
NOTE 5 Des robinets d'isolement ne peuvent être installés en amont que lorsque les soupapes de sécurité de secours sont
déjà en place, et il est essentiel que les robinets d’isolement interagissent entre eux pour maintenir constamment la protection
du système sous pression.
Légende
1 Vanne maîtresse 6 Robinet d’arrêt 11 Contrôleur de niveau
2 Tête de puits 7 Vers autres systèmes 12 Séparateur moyenne pression
3 Duse (choke) latérale 8 Soupape de sécurité 13 Séparateur basse pression
4 Té piège 9 Séparateur haute pression 14 Traitement, stockage ou vente
5 Manifold 10 Sortie gaz
Figure 1 — Exemple de système de production où les caractéristiques de pression des brides et des
appareils de robinetterie changent
8 © ISO 2000 – Tous droits réservés

4.4 Considération sur la corrosion
4.4.1 Généralités
Le détail des pratiques de contrôle de la corrosion pour les systèmes de tuyauterie des plates-formes n’est pas
couvert par la présente Norme internationale. Il convient que de telles pratiques soient en général élaborées par
des spécialistes du contrôle de la corrosion. Il convient néanmoins que les systèmes de tuyauterie des plates-
formes soient conçus pour s'adapter et être compatibles aux pratiques de contrôle de la corrosion décrites ci-
dessous. Des recommandations concernant les matériaux résistant à la corrosion et les pratiques d'atténuation de
la corrosion figurent dans les articles appropriés de la présente Norme internationale.
La corrosivité des effluents peut changer dans le temps. Il convient de prendre en compte, au stade de la
conception, la possibilité d’évolution de ces conditions.
4.4.2 Corrosion entraînant une perte de masse
L'acier au carbone utilisé dans la fabrication des systèmes de tuyauterie des plates-formes peut être sujet à la
corrosion dans certaines conditions de production. Les effluents contenant de l'eau, de la saumure, du gaz
carbonique (CO ), de l'hydrogène sulfuré (H S) ou de l'oxygène (O ), ou encore leur combinaison, peuvent avoir
2 2 2
une action corrosive sur les métaux composant la tuyauterie. Les effets (perte de métal uniforme, piquage,
corrosion-érosion, etc.) et le taux de corrosion spécifique peuvent varier dans un même système, ou dans le
temps. La corrosivité d'un effluent est une fonction complexe de plusieurs variables, parmi lesquelles:
a) la teneur en hydrocarbure, en eau, en sel et en gaz corrosif;
b) la mouillabilité de l'hydrocarbure;
c) la vitesse d'écoulement, le régime d'écoulement et la configuration de la tuyauterie;
d) la température, la pression et le pH;
e) la teneur en solides (sable, boue, bactéries et micro-organismes, produits de corrosion et dépôts).
Les prévisions relatives à la corrosivité sont très qualitatives et peuvent être uniques à chaque système. Certaines
informations sur les gaz corrosifs présents dans les cycles de production figurent dans le Tableau 1.
Le Tableau 1 est uniquement un guide général pour l'atténuation de la corrosion et non pour des prévisions
spécifiques concernant la corrosion. L'inhibition de la corrosion s'avère une procédure d'atténuation efficace
lorsque les conditions corrosives sont prévues ou anticipées (voir 5.1.2).
Tableau 1 — Indications qualitatives pour la corrosion par perte de masse de l’acier
Valeurs limites dans la saumure
Gaz corrosif Rapport de Rapport de non Rapport de corrosives
a −−−−6 −−−−6 −−−−6
corrosives ×× 10 ×× 10
solubilité ×××× 10 ×× ××
Oxygène (O ) 8 < 0,005 > 0,025
Gaz carbonique (CO ) 1 700
< 600 > 1 200
Hydrogène sulfuré (H S) 3 900 Voir NOTE Voir NOTE
NOTE Ce tableau n'indique aucune valeur limite pour la perte de masse et la corrosion causées par l'hydrogène sulfuré étant donné
que la quantité de gaz carbonique et/ou d'oxygène influence considérablement le taux de corrosion. L'hydrogène sulfuré seul est
habituellement moins corrosif que le gaz carbonique en raison de la formation d'un film à base de sulfure de fer insoluble qui tend à réduire la
corrosion et la perte de masse du métal.
a
Rapport de solubilité par volume. Solubilité à 20 °C dans l'eau distillée, pour une pression partielle de 1 atm. La pression de l'air pour
l'oxygène (O ) est de 1 atm. Source: référence [3].
4.4.3 Corrosion fissurante par les chlorures
Les effets combinés des contraintes et des chlorures doivent être pris en compte lors de la sélection des alliages et
des aciers inoxydables résistant à la corrosion causée par l'hydrogène sulfuré et/ou le gaz carbonique. Les
effluents qui contiennent un mélange d'eau et de chlorures peuvent entraîner la fissuration de matériaux sensibles,
en particulier en présence d'oxygène, avec une température supérieure à 60 °C. Il convient de ne pas utiliser les
aciers hautement alliés et les aciers inoxydables tels que les aciers inoxydables austénitiques des séries AISI 300,
les aciers inoxydables à durcissement structural et les «A-286» (ASTM A 453 [2], qualité 660), à moins que leur
compatibilité avec l'environnement proposé ait été correctement démontrée. Il y a lieu d’envisager la possibilité de
concentration des chlorures dans certaines zones localisées du système.
4.4.4 Corrosion fissurante par les sulfures
Les fluides contenant de l'eau et de l'hydrogène sulfuré peuvent conduire à l'apparition de fissures sur des
matériaux sensibles. Ce phénomène est conditionné par l'interaction complexe de paramètres tels que la
composition chimique, la dureté du métal et la structure métallographique, le traitement thermique, ainsi que par
des facteurs tels que le pH, la concentration d'hydrogène sulfuré, la fatigue et la température. Il convient de
sélectionner les matériaux utilisés pour les effluents contenant de l'hydrogène sulfuré en fonction de ces
paramètres.
Il convient que les essais de ces matériaux soient en conformité avec le NACE TM0177.
4.4.5 Application du NACE MR0175
Il convient de sélectionner les matériaux pour leur résistance à la corrosion fissurante par les sulfures en
conformité avec le NACE MR0175. Les alliages résistant à la corrosion qui ne sont pas cités dans le
NACE MR0175 peuvent résister à ce type de corrosion et être utilisés si leur résistance est prouvée dans un
environnement semblable à l'environnement proposé (ou dans un environnement équivalent recréé en laboratoire).
Il convient d’être prudent dans l'utilisation des matériaux mentionnés dans le NACE MR0175. Ces matériaux
peuvent en effet résister à la corrosion fissurante par les sulfures et succomber à la corrosion fissurante par les
chlorures.
4.4.6 Corrosion fissurante par l'hydrogène
Les effluents contenant de l'eau et de l'hydrogène sulfuré peuvent provoquer la fissuration des matériaux
sensibles, notamment des fabrications à base de tôles d'acier au carbone, ou de tuyauteries fabriquées à partir de
ces tôles. Il faut alors envisager de procéder à des essais sur ces matériaux dont il convient qu'ils soient conformes
au NACE TM0284, et de s'enquérir de l'avis d'un spécialiste.
5 Conception de la tuyauterie
5.1 Qualité des matériaux de tuyauterie
5.1.1 Hydrocarbures non corrosifs
Les deux nuances de matériaux d’acier au carbone pour tubes les plus couramment utilisés sont l'ASTM A106 [4],
qualité B, l'API 5L [5], qualité B et l’ISO 3183-1 [6]. Les tubes sans soudure sont généralement préférables en
raison de leur qualité constante. L'ASTM A 106 n'existe que sans soudure, tandis que l'API 5L est disponible sans
soudure ou en version soudée électriquement et soudée à l'arc sous flux. Lorsque l'utilisation de la qualité B
requiert une épaisseur de paroi excessive, il peut s'avérer nécessaire d'utiliser un tube doté d'une contrainte
admissible supérieure, tel que l'API 5L, qualité X52. Mais tout autre tube de contrainte admissible de l'API 5L,
qualité X46 ou supérieure, exige des procédures de soudage spéciales et un contrôle rigoureux. Il convient de
savoir que l’utilisation de matériaux à haute caractéristique mécanique, comme le 5L, qualité X, n’apportera pas un
accroissement des contraintes admissibles en proportion des caractéristiques mécaniques, lorsqu'on utilise
l’ASME B31.3.
10 © ISO 2000 – Tous droits réservés

De nombreuses qualités de tubes énumérées dans l’ASME B31.3 conviennent à une utilisation avec des
hydrocarbures non corrosifs. Les qualités suivantes sont quant à elles absolument contre-indiquées conformément
à l’ASME B31.3:
a) soudure à recouvrement au four et soudure bout à bout au four;
b) soudure par fusion selon les ASTM A 134 [7] et ASTM A 139 [8];
c) soudure à spirale, à l'exception de celle de l'API 5L.
5.1.2 Hydrocarbures corrosifs
Lors de la conception des tubes utilisés dans un environnement d'hydrocarbures corrosifs, il convient de prévoir
une ou plusieurs pratiques d'atténuation de la corrosion parmi les suivantes:
a) traitement chimique;
b) alliages résistant à la corrosion;
c) revêtements protecteurs (voir 9.5.2).
Le traitement chimique du fluide en contact avec les aciers au carbone était la pratique la plus répandue. Les
alliages résistant à la corrosion qui se sont révélés efficaces dans des applications similaires (ou lors d'essais en
laboratoire appropriés) peuvent être utilisés, à condition d'accorder une attention particulière aux procédures de
soudage. Il faut également envisager la possibilité de corrosion fissurante aux sulfures et aux chlorures (voir 4.4.3
et 4.4.4). Il convient de prendre des dispositions adéquates concernant le contrôle de la corrosion (éprouvettes,
sondes, manchettes, etc.) et le traitement chimique.
Étant donné que le soudage peut sensiblement altérer la résistance à la corrosion des matériaux, le
développement des procédures de soudage doit faire l'objet d'une grande attention.
5.1.3 Corrosion fissurante par les sulfures
En cas d'anticipation de corrosion fissurante par les sulfures, il convient de sélectionner les tubes en fonction des
lignes directrices suivantes.
a) Il convient de n'utiliser que des tubes sans soudure, à moins que les tubes soudés électriquement ou soudés à
l'arc sous flux ne répondent aux spécifications ou n’aient subi un contrôle de la qualité conforme à cette
application.
b) Les aciers au carbone et les aciers spéciaux ainsi que d'autres matériaux répondant aux exigences en matière
d
...

МЕЖДУНАРОДНЫЙ ISO
СТАНДАРТ 13703
Первое издание
2000-12-15
Нефтяная и газовая промышленность.
Проектирование и монтаж
трубопроводных систем на морских
эксплуатационных платформах
Petroleum and natural gas industries — Design and installation of piping
systems on offshore production platforms

Ответственность за подготовку русской версии несет GOST R
(Российская Федерация) в соответствии со статьей 18.1 Устава ISO
Ссылочный номер
©
ISO 2000
Отказ от ответственности при работе в PDF
Настоящий файл PDF может содержать интегрированные шрифты. В соответствии с условиями лицензирования, принятыми
фирмой Adobe, этот файл можно распечатать или смотреть на экране, но он не должен измениться, пока не будет получена
лицензия на установку интегрированных шрифтов в компьютере, на котором ведется редактирование. В случае загрузки
настоящего файла заинтересованные стороны принимают на себя ответственность за соблюдение лицензионных условий фирмы
Adobe. Центральный секретариат ISO не несет никакой ответственности в этом отношении.
Adobe - торговый знак фирмы Adobe Systems Incorporated.
Подробности, относящиеся к программным продуктам, использованным для создания настоящего файла PDF, можно найти в
рубрике General Info файла; параметры создания PDF были оптимизированы для печати. Были приняты во внимание все меры
предосторожности с тем, чтобы обеспечить пригодность настоящего файла для использования комитетами-членами ISO. В редких
случаях возникновения проблемы, связанной со сказанным выше, просьба проинформировать Центральный секретариат по
адресу, приведенному ниже.
ДОКУМЕНТ ЗАЩИЩЕН АВТОРСКИМ ПРАВОМ

©  ISO 2000
Все права сохраняются. Если не указано иное, никакую часть настоящей публикации нельзя копировать или использовать в какой-
либо форме или каким-либо электронным или механическим способом, включая фотокопии и микрофильмы, без предварительного
письменного согласия ISO, которое должно быть получено после запроса о разрешении, направленного по адресу, приведенному
ниже, или в комитет-член ISO в стране запрашивающей стороны.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.ch
Web www.iso.ch
Опубликовано в Швейцарии
ii © ISO 2000 – Все права сохраняются

Содержание Страница
Предисловие.v
Введение .vi
1 Область применения.7
2 Нормативные ссылки .7
3 Термины, определения, условные обозначения и сокращения .8
3.1 Термины и определения .8
3.2 Условные обозначения и сокращения .11
4 Общие положения.13
4.1 Материалы .13
4.2 Нормы для трубопроводов под давлением.14
4.3 Разграничение систем с разными расчетными давлениями .14
4.4 Коррозионный анализ .16
5 Проектирование трубопроводов.18
5.1 Группа прочности материала труб.18
5.2 Размерные критерии. Общие положения .19
5.3 Методы определения размеров для жидкостных трубопроводов .20
5.4 Критерии определения размеров для трубопроводов однофазного газа .28
5.5 Критерии определения размеров трубопроводов для двухфазных потоков жидкость/газ.32
5.6 Толщина стенки трубы .35
5.7 Соединения.39
5.8 Расширение и гибкость .40
5.9 Правила запуска.41
6 Выбор трубопроводной арматуры .42
6.1 Общие положения.42
6.2 Типы трубопроводной арматуры.42
6.3 Огнестойкость трубопроводной арматуры.45
6.4 Размеры трубопроводной арматуры .45
6.5 Номинальные значения давления и температуры арматуры.46
6.6 Материалы арматуры .47
7 Фитинги и фланцы.48
7.1 Общие положения.48
7.2 Приварные фитинги.48
7.3 Резьбовые фитинги .48
7.4 Соединения отводов.49
7.5 Фланцы .50
7.6 Фирменные соединения.52
7.7 Особые требования для работы в условиях сульфидного растрескивания под
напряжением.52
7.8 Предупреждение эрозии .52
8 Обоснования проектирования конкретных трубопроводных систем.53
8.1 Общие положения.53
8.2 Вспомогательные элементы устьевого оборудования .53
8.3 Выкидные трубопроводы и вспомогательные устройства .54
8.4 Эксплуатационные манифольды.57
8.5 Трубопроводы технологических резервуаров.57
8.6 Системы инженерных коммуникаций.59
8.7 Отопительные системы с применением флюида и гликоля.60
8.8 Системы сброса давления и утилизации .61
8.9 Дренажные системы .62
8.10 Трубопроводные мосты между платформами.63
8.11 Райзеры .63
8.12 Пробоотборная арматура.63
9 Анализ сопутствующих вопросов.64
9.1 Общие положения.64
9.2 Компоновка .64
9.3 Высота .64
9.4 Опоры трубопроводов .64
9.5 Другие вопросы коррозии .64
9.6 Теплоизоляция.67
9.7 Шум.69
9.8 Таблицы для труб, арматуры и фитингов .70
9.9 Контроль, техническое обслуживание, ремонт и модификация.70
10 Монтаж и контроль качества .70
10.1 Общие положения.70
10.2 Сварка .70
10.3 Испытание под давлением .71
10.4 Отчет по испытаниям.72
Приложение A (информативное) Примеры задач .73
Приложение B (информативное) Примеры таблиц труб, арматуры и фитингов .85
Приложение C (информативное) Приемлемая конструкция сварных соединений встык для труб
с разной толщиной стенки .88
Библиография .90

iv © ISO 2000 – Все права сохраняются

Предисловие
Международная организация по стандартизации (ISO) является всемирной федерацией национальных
организаций по стандартизации (стандартизующих органов членов ISO). Подготовка международных
стандартов обычно проводится в технических комитетах ISO. Каждый стандартизующий орган, являющийся
членом ISO, и заинтересованный в области, для которой был создан технический комитет, имеет право
участвовать в деятельности этого комитета. В этой работе также участвуют международные,
правительственные и неправительственные организации, имеющие соответствующие соглашения о
сотрудничестве с ISO. ISO тесно сотрудничает с Международной электротехнической комиссией (IEC) по
всем вопросам стандартизации в электротехнике.
Международные стандарты разрабатываются в соответствии с правилами, приведенными в Директивах
ISO/IEC, Часть 3.
Проекты международных стандартов, принятые техническими комитетами, рассылаются организациям-
членам ISO для голосования. Публикация в качестве международного стандарта требует утверждения не
менее 75 % организаций-членов ISO, участвующих в голосовании.
Обращается внимание на возможность того, что некоторые элементы настоящего международного
стандарта могут быть объектом патентного права. ISO не берет на себя ответственность за идентификацию
какого-либо отдельного или всех таких патентных прав.
Международный стандарт ISO 13703 был подготовлен Техническим комитетом ISO/TC 67, Материалы,
оборудование и морские конструкции для нефтяной и газовой промышленности, Подкомитетом SC 6,
Технологическое оборудование и системы.
Приложения А, B и C настоящего международного стандарта являются только информативными.

Введение
Настоящий международный стандарт основан на API RP 14E, 5-е издание, октябрь 1991 г.

vi © ISO 2000 – Все права сохраняются

МЕЖДУНАРОДНЫЙ СТАНДАРТ ISO 13703:2000(R)

Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и
монтаж трубопроводных систем на морских
эксплуатационных платформах
1 Область применения
Настоящий международный стандарт устанавливает минимальные требования и является руководством по
проектированию и монтажу новых трубных систем на морских добывающих платформах в нефтяной и
газовой промышленности. Он предназначен для трубных систем с максимальным давлением до 69 000 кПа
(по манометру) в пределах диапазона температур материалов, соответствующих требованиям ASME B31.3.
ПРИМЕЧАНИЕ Настоящий международный стандарт может применяться за пределами заданных диапазонов
давлений и температур, но в этом случае особое внимание следует уделять свойствам материала.
В приложении A даны некоторые практические примеры решения задач проектирования трубопроводов.
2 Нормативные ссылки
Приведенные ниже нормативные документы содержат положения, которые также являются положениями
настоящего международного стандарта при наличии на них ссылок в тексте данного документа. Для ссылок
с твердой идентификацией последующие поправки к ним или издания любой из приведенных публикаций
не применяются. Однако, сторонам, заключающим соглашения на основании настоящего международного
стандарта, предлагается оценить возможность применения самых последних изданий нормативных
документов, указанных ниже. Для ссылок со скользящей идентификацией применяется последнее издание
указанного документа. Организации-члены ISO и IEC ведут реестры действующих в настоящее время
международных стандартов.
ISO 13623, Нефтяная и газовая промышленность. Трубопроводные транспортные системы
1)
API RP 520-2 , Практические рекомендации по проектированию и монтажу систем разгрузки давления
на нефтеперерабатывающих заводах. Часть 2
2)
ASME , Правила для котлов и сосудов под давлением: Секция VIII: Сосуды под давлением, Раздел 1
ASME B 31.3, Технологические трубопроводы
3)
NACE MR0175 , Сопротивление сульфидному растрескиванию под напряжением металлических
материалов нефтепромыслового оборудования
NACE TM0177, Лабораторное испытание металлов на сопротивление особым формам
трещинообразования в среде, содержащей H S
1) American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W., Washington, DC 20005-4070, U.S.A.
th
2) American Society of Mechanical Engineers, 345 East 47 Street, New York, N.Y. 10017, U.S.A.
3) National Association of Corrosion Engineers, P.O. Box 218340, Houston, Texas 77218-8340, U.S.A.
vii
NACE TM0284, Оценка стойкости к водородному растрескиванию сталей для трубопроводов и сосудов
под давлением
3 Термины, определения, условные обозначения и сокращения
В настоящем международном стандарте используются следующие термины, определения, условные
обозначения и сокращения.
3.1 Термины и определения
3.1.1
работа в условиях хлоридного коррозионного растрескивания под напряжением
chloride stress-corrosion cracking service
работа в условиях, при которых технологический поток содержит воду и хлориды в достаточной
концентрации и его температура достаточно высока для того, чтобы вызвать коррозионное растрескивание
под напряжением восприимчивых к этому материалов
ПРИМЕЧАНИЕ Наличие других компонентов, таких как кислород (O ), может способствовать хлоридному
коррозионному растрескиванию под напряжением.
3.1.2
дроссель
choke
устройство, специально предназначенное для ограничения расхода флюидов
3.1.3
коррозионная эрозия
corrosion-erosion
эрозия защитной пленки продукта от коррозии в результате воздействия технологического потока,
открывающего не корродированный металл, который, в свою очередь, подвергается коррозионному
воздействию
ПРИМЕЧАНИЕ В этих условиях возможна особо высокая интенсивность потери массы металла.
3.1.4
коррозионный газ
corrosive gas
газ, который при растворении в воде или в другой жидкости вызывает коррозию металла
ПРИМЕЧАНИЕ Коррозионные газы обычно содержат сероводород (H S), углекислый газ (CO ) и/или кислород (O ).
2 2 2
3.1.5
работа с коррозионным углеводородом
corrosive hydrocarbon service
работа, при которой технологический поток содержит воду или соляной раствор, углекислый газ (CO ),
сероводород (H S), кислород (O ) или другие коррозионные компоненты, в условиях, которые вызывают
2 2
коррозию металла
3.1.6
сильфонный компенсатор
expansion bellows
гофрированное устройство на трубопроводе, предназначенное для компенсации его расширения и сжатия
3.1.7
компенсатор расширения
expansion bend
конфигурация трубопровода, предназначенная для компенсации его расширения и сжатия
8 © ISO 2000 – Все права сохраняются

3.1.8
выкидной трубопровод
flowline
трубопровод, по которому транспортируется флюид от устья скважины к манифольду или к первому
технологическому резервуару
3.1.9
режим потока
flow regime
условия течения многофазного технологического потока
ПРИМЕРЫ Глобулярное течение, смешанный режим или расслоенный режим потока.
3.1.10
флюид
fluid
газ, пар, жидкость или их комбинация
3.1.11
коллектор
header
часть распределительного манифольда, который направляет флюид в определенную технологическую
систему
См. Рисунки 5 и 6.
3.1.12
углеводородная смачиваемость
hydrocarbon wettability
способность технологического потока создавать защитную углеводородную пленку на металлических
поверхностях
3.1.13
манифольд
manifold
система труб, трубопроводной арматуры и фитингов, при помощи которых флюид от одного или нескольких
источников избирательно направляется в различные технологические системы
3.1.14
патрубок
nipple
секция трубы с резьбой или с приварным раструбом длиной не более 300 мм, используемая в качестве
дополнительного соединения
3.1.15
номинальный размер трубы
номинальный размер
nominal pipe size
nominal size
NPS
DN
обозначение размера в дюймах, который является общим для всех компонентов трубной системы, за
исключением тех элементов, которые обозначаются наружным диаметром
ПРИМЕЧАНИЕ Номинальный размер трубы обозначается буквами NPS (при использовании дюймов) или DN (при
использовании миллиметров) и следующим за ними числом; такое обозначение используется для удобства ссылок и,
как правило, лишь приблизительно отражает заводские размеры.
3.1.16
работа с некоррозионным углеводородом
non-corrosive hydrocarbon service
работа в условиях, при которых технологический поток не вызывает значительных потерь массы металла,
избирательной коррозии, хлоридного коррозионного растрескивания или сульфидного растрескивания под
напряжением
3.1.17
нормальные условия
normal conditions
абсолютное давление 101,325 кПа и температура 0 ºС
3.1.18
трубная обвязка платформы
platform piping
любая трубная система, предназначенная для содержания или транспортировки флюидов на платформе
3.1.19
номинальное давление
pressure rating
значение, на которое рассчитана система
ПРИМЕЧАНИЕ Это значение может напрямую относиться к номинальному рабочему давлению (например, по ISO
10423 [1] номинальное давление 13,8 МПа и по API номинальное давление 2 000 фунт/дюйм ), или связано косвенно
(например, ASME класс 300).
3.1.20
датчик давления
pressure sensor
устройство, предназначенное для контроля заданного давления
3.1.21
компонент технологического процесса
process component
отдельный функциональный компонент добычного оборудования и связанной с ним трубной системы
ПРИМЕРЫ Сосуд под давлением, нагреватель, насос и т.д.
3.1.22
райзер
водоотделяющая колонна
стояк
riser
вертикальная часть трубопровода (включающая донный его отвод), подходящая к платформе или
отходящая от нее
3.1.23
запорная арматура
shutdown valve
трубопроводная арматура c автоматическим приводом для отсоединения технологического компонента или
технологической системы
3.1.24
работа в условиях сульфидного растрескивания под напряжением
sulfide stress-cracking service
работа в условиях, при которых технологический поток содержит воду или соляной раствор и сероводород
(H S) в концентрации, достаточной для того, чтобы вызвать сульфидное растрескивание под напряжением
восприимчивых к этому материалов
10 © ISO 2000 – Все права сохраняются

3.1.25
устьевое давление
wellhead pressure
максимальное статическое давление на устье скважины, которое может иметь место в скважине
3.2 Условные обозначения и сокращения
3.2.1 Условные обозначения
A минимальная площадь поперечного сечения трубы на единицу объемного расхода флюида,
2 3
выраженная в квадратных миллиметрах на кубический метр в час (мм /м /ч)
B среднее значение коэффициента теплового расширения при обычных рабочих температурах,
выраженное в миллиметрах на кельвин (мм/К)
C эмпирическая постоянная, безразмерная
C суммарная коррозия, которую допускает механическая прочность и трубная резьба, выраженная в
e
миллиметрах (мм)
C коэффициент расхода трубопроводной арматуры, безразмерный
v
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Это значение равно расходу воды в галлонах США в минуту при 60 ºF, необходимое для падения
давления на 1 фунт/дюйм (единицы измерения США используются в этом случае только для того, чтобы обеспечить
соответствие с другими опубликованными данными).
D внутренний диаметр трубы, выраженный в метрах (м)
i
D наружный диаметр трубы, выраженный в миллиметрах (мм)
o
d внутренний диаметр трубы, выраженный в миллиметрах (мм)
i
d относительная плотность газа (воздуха = 1), безразмерная
g
d относительная плотность жидкости (воды = 1), безразмерная
L
E продольный фактор сварного соединения, безразмерный
E модуль упругости материала труб в холодных условиях, выраженный в ньютонах на квадратный
m
миллиметр (Н/мм )
f коэффициент трения Moody, безразмерный
g ускорение свободного падения, выраженное в метрах в секунду за секунду (м/с )
h напор, вызванный ускорением и выраженный в метрах (м) жидкости
a
h потери напора на трение, выраженные в метрах (м) жидкости
f
h абсолютный напор, выраженный в метрах (м) жидкости
p
h статический напор, выраженный в метрах (м) жидкости
st
h скоростной напор, выраженный в метрах (м) жидкости
vh
h абсолютное давление насыщенного пара, выраженное в метрах (м) жидкости
vpa
h потери давления, выраженные в килопаскалях (кПа)
W
K коэффициент ускорения, безразмерный
L осевая длина труб, выраженная в метрах (м)
L длина труб, выраженная в километрах (км)
m
m заводской допуск на толщину стенки, выраженный в процентах (%)
NPSH фактический допускаемый кавитационный запас, выраженный в метрах (м) жидкости
a
p рабочее давление, выраженное в килопаскалях [кПа (абс)]
ПРИМЕЧАНИЕ 2 В тексте также используется термин “гидродинамическое давление”.
p расчетное внутреннее давление, выраженное в килопаскалях [кПа (манометрическое)]
i
q расход газа, выраженный в кубических метрах в час (м /ч) в нормальных условиях
g
q расход жидкости, выраженный в кубических метрах в час (м /ч)
L
q суммарный расход жидкости плюс масса пара, выраженные в килограммах в час (кг/ч)
m
R объемное соотношение газ/жидкость, безразмерное
Re число Рейнольдса, безразмерное
R скорость вращения насоса, выраженное в оборотах в минуту (об/мин)
p
S допустимое напряжение, выраженное в ньютонах на квадратный миллиметр (Н/мм )
T рабочая температура, выраженная в кельвинах (К)
ПРИМЕЧАНИЕ 3 В тексте также используется термин “температура потока”.
t расчетная толщина с учетом давления, выраженная в миллиметрах (мм)
t минимальная номинальная толщина стенки трубы, выраженная в миллиметрах (мм)
nom
U анкерное расстояние (расстояние по прямой между анкерами), выраженное в метрах (м)
v эрозионная скорость флюида, выраженная в метрах в секунду (м/с)
e
v средняя скорость газа, выраженная в метрах в секунду (м/с)
g
ПРИМЕЧАНИЕ 4 В тексте также используется термин “скорость газа”.
v средняя скорость жидкости, выраженная в метрах в секунду (м/с)
L
y результирующая суммарных деформационных смещений, выраженная в миллиметрах (мм)
Y температурный коэффициент, безразмерный
Z коэффициент сжимаемости газа, безразмерный
ΔL расширение, компенсируемое трубопроводом, выраженное в миллиметрах (мм)
Δp потери давления, выраженные в килопаскалях (кПа)
12 © ISO 2000 – Все права сохраняются

ρ плотность газа при рабочих давлении и температуре, выраженная в килограммах на кубический
g
метр (кг/м )
ρ плотность жидкости при рабочей температуре, выраженная в килограммах на кубический метр
L
(кг/м )
ρ плотность смеси газа/жидкости при рабочих давлении и температуре, выраженная в килограммах
m
на кубический метр (кг/м )
ΔT изменение температуры, выраженное в кельвинах (К)
μ вязкость газа при динамическом давлении и температуре потока, выраженная в паскалях в
g
секунду (Па·с)
μ вязкость жидкости, выраженная в паскалях в секунду (Па·с)
L
3.2.2 Сокращения
ERW контактная электросварка
Electric Resistance Weld
PWHT тепловая обработка после сварки
Post-Weld Heat Treatment
RF выступающая поверхность
Raised Face
RTJ кольцеобразное соединение
Ring Type Joint
SAW дуговая сварка под флюсом
Submerged Arc Weld
SMYS заданный минимальный предел текучести материала
Specified Minimum Yield Strength
4 Общие положения
4.1 Материалы
Материалы на основе углеродистой стали используются для многих трубопроводных систем на
эксплуатационных платформах, в то же время широко используются также нержавеющие стали и другие
материалы. При выборе материалов труб следует учитывать:
a) вид работы;
b) совместимость с другими материалами;
c) механическую прочность, пластичность, упругость и ударную вязкость;
d) необходимость особых технологий сварки и других методов соединения;
e) необходимость специальных видов контроля, испытаний и контроля качества;
f) возможность неправильного использования на месте эксплуатации;
g) коррозию и эрозию, вызываемые внутренними флюидами и/или морской средой;
h) необходимость сохранения эксплуатационных характеристик при возникновении пожара.
4.2 Нормы для трубопроводов под давлением
4.2.1 Проектирование и монтаж трубопроводов на платформе должны осуществляться в соответствии с
ASME В31.3 с учетом изменений, приведенных в настоящем международном стандарте. Райзеры, для
которых ASME В31.3 не применим, следует проектировать и устанавливать в соответствии с положениями,
приведенными ниже с 4.2.2 по 4.2.6.
4.2.2 Проектирование, монтаж, контроль и испытание райзера должно проводиться в соответствии с
ISO 13623 и государственными нормативно-техническими документами, применимыми к данному случаю,
не превышая при этом расчетных напряжений 0,6 SMYS. Правила проектирования трубопровода могут
использоваться от одной камеры приема/пуска внутритрубных снарядов до другой, везде, где они не
противоречат национальному законодательству.
4.2.3 Сварные соединения райзера следует подвергать стопроцентному рентгенографическому
неразрушающему контролю. Результатам неразрушающего контроля трубопроводов платформы по
ASME В31.3 следует, как минимум, соответствовать Таблице 10 настоящего международного стандарта.
4.2.4 Испытания на ударную вязкость должны проводиться в соответствии с ASME В31.3.
Проектирование высоконапорных систем трубопроводов (т.е. выше ASME класс 2500) требует проведения
особого анализа и должно осуществляться в соответствии с требованиями ASME В31.3 для
высоконапорных трубопроводов.
4.2.5 Арматуру, фитинги и фланцы следует изготавливать в соответствии с международными и/или
национальными стандартами. Следует подтверждать рабочие диапазоны давления и температуры, а также
совместимость материалов.
4.2.6 При определении переходных участков между райзерами и трубной обвязкой платформы, к
которым применимы настоящие положения, применимость настоящего международного стандарта
ограничена участками от первой входной до последней выходной трубопроводной арматуры, блокирующих
поток трубопровода, за исключением расчетов по определению толщины стенки и выбора материала
райзера, которые могут проводиться в соответствии с нормами для трубопровода, что позволит иметь
постоянное проходное сечение, необходимое для работы внутритрубными снарядами. Практические
рекомендации настоящего международного стандарта могут использоваться при проектировании райзеров,
если при этом учитываются такие параметры, как глубина воды, наклон опор платформы, возможная
площадь барботажа и т.д. Национальное законодательство может требовать расширения области
применения требований для трубопровода от/до камеры приема/пуска внутритрубных снарядов.
4.2.7 Обычной практикой является также применение норм трубопровода к райзеру до камеры
приема/пуска внутритрубных снарядов, включая трубы и первую трубопроводную арматуру каждого отвода
райзера/трубопровода.
4.3 Разграничение систем с разными расчетными давлениями
4.3.1 Падение давления после выхода потока из устья скважины обычно происходит поэтапно.
После того как давление сброшено, можно использовать технологические компоненты с меньшими
расчетными давлениями. Характерный пример приведен на Рисунке 1.
4.3.2 Технологический компонент под давлением должен проектироваться на стойкость по отношению к
максимальному внутреннему давлению, действию которого он может подвергаться в любых возможных
условиях, или предохраняться устройством сброса давления. В этом случае, под устройством сброса
давления подразумевается предохранительная трубопроводная арматура или разрывная мембрана. В
общем случае, при решении вопроса о необходимости установки устройств сброса давления не следует
рассматривать запорную арматуру высокого давления, обратную арматуру, регулирующую арматуру и
другие аналогичные устройства в качестве устройств, предохраняющих технологические компоненты от
повышенного давления.
14 © ISO 2000 – Все права сохраняются

4.3.3 Диапазоны расчетных давлений должны указываться на трубопроводных и контрольно-
измерительных схемах. Каждый компонент системы (резервуары, фланцы, трубы или вспомогательные
приспособления) должен рассчитываться на стойкость по отношению к максимальному давлению, которому
он может быть подвергнут в любых прогнозируемых условиях, либо предохраняться устройством сброса
давления. Должны быть рассмотрены условия аномально высокого давления, например, условия пуска,
останова, гидравлического удара и т.д.

ПРИМЕЧАНИЕ 1 Расчетная температура везде 65 ºС.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Необходимые датчики останова не показаны.
ПРИМЕЧАНИЕ 3 Напорный трубопровод и манифольд рассчитаны на устьевое давление.
ПРИМЕЧАНИЕ 4 Расчетные давления в системе могут ограничиваться факторами, отличными от классификации
давления на фланце и арматуре (например, толщина стенки трубы, расчетное давление сепаратора и т.д.).
ПРИМЕЧАНИЕ 5 Изолирующая арматура может устанавливаться только там, где после них по потоку установлена
резервная предохранительная арматура и важно, чтобы вся изолирующая арматура была взаимно заблокирована для
того, чтобы система под давлением была постоянно защищена.

Обозначение
1 Верхняя главная фонтанная 6 Запорная арматура 11 Контроллер уровня
задвижка
2 Устье скважины 7 К другим системам 12 Сепаратор среднего давления
3 Боковой дроссель 8 Предохранительная арматура 13 Сепаратор низкого давления
4 Фонтанный тройник 9 Сепаратор высокого давления 14 Обработка, хранение или продажа
5 Манифольд 10 Газовый отвод
Рисунок 1 — Пример технологической системы, иллюстрирующий изменение расчетных давлений
для фланцев и трубопроводной арматуры
4.4 Коррозионный анализ
4.4.1 Общие положения
Подробные практические рекомендации по борьбе с коррозией трубопроводных систем платформ не
входят в область применения настоящего международного стандарта. По общим правилам такие
рекомендации следует разрабатывать специалистам по коррозии. Тем не менее, трубопроводные системы
платформы следует проектировать, обеспечивая соответствие и совместимость с описанными ниже
инструкциями по контролю коррозии. Рекомендации по коррозионно-стойким материалам и инструкции по
снижению коррозии приведены в соответствующих разделах настоящего международного стандарта.
Коррозионная активность технологических потоков может меняться во времени. Вероятность изменения
условий следует учитывать на стадии проектирования.
4.4.2 Потеря массы из-за коррозии
В определенных технологических условиях системы трубопроводов из углеродистой стали могут
подвергаться воздействию коррозии. На этапе добычи технологические потоки, содержащие воду, соляной
раствор, углекислый газ (СО ), сероводород (H S), кислород (О ) или их смеси, могут вызывать коррозию
2 2 2
металлов, которые используются в компонентах системы. Типы коррозионного воздействия (равномерная
потеря массы, точечная коррозия, коррозионная эрозия и т.д.) так же, как и интенсивность конкретных
видов коррозии, могут меняться во времени. Коррозионная активность технологического потока зависит от
многих факторов, в числе которых:
a) содержание углеводорода, воды, соли и коррозионного газа;
b) углеводородная смачиваемость;
c) скорость потока, режим потока и конфигурация трубопровода;
d) температура, давление и значение pH;
e) содержание твердых частиц (песок, буровой раствор, бактериальная пленка и микроорганизмы,
продукты коррозии и твердый осадок на стенках).
Прогнозные оценки коррозионной активности имеют качественный характер, и могут быть различными для
каждой системы. Некоторые сведения о коррозионной активности газов, содержащихся в потоках при
добыче, приведены в Таблице 1.
Таблица 1 предназначена лишь для того, чтобы дать общее руководство при рассмотрении вопроса о
снижении коррозии, а не для конкретных прогнозных оценок коррозионной активности. Если прогнозируются
или ожидаются коррозионные условия, то ингибирование коррозии является эффективным инструментом
для снижения коррозии (см. 5.1.2).
16 © ISO 2000 – Все права сохраняются

Таблица 1 — Качественная оценка потери массы стали из-за коррозии
Предельные значения в соляном растворе
Коррозионный газ Коэффициент Отсутствие коррозии Коррозия
а
–6 –6
растворимости × 10 × 10
–6
× 10
Кислород (O ) 8 < 0,005 > 0,025
Углекислый газ (CO ) 1 700 < 600 > 1 200
Сероводород (HS) 3 900 См. примечание См. примечание
ПРИМЕЧАНИЕ Предельные значения потери массы из-за коррозии для сероводорода в данной
таблице не приводятся, т.к. в этом случае содержание углекислого газа и/или кислорода существенно
влияет на интенсивность коррозии. Отдельно сероводород обычно менее коррозионно-активен, чем
углекислый газ, из-за образования нерастворимой пленки из сульфида железа, способствующей
уменьшению потери массы из-за коррозии.
a
Объемный коэффициент растворимости. Растворимость в дистиллированной воде при 20 ºС и
парциальном давлении в 1 атм. Для кислорода (О ) атмосферное давление воздуха равно 1 атм.
Источник: [3].
4.4.3 Хлоридное коррозионное растрескивание под напряжением
Если для предотвращения коррозии в присутствии сероводорода и/или углекислого газа выбираются
легированные или нержавеющие стали, то особое внимание должно уделяться анализу напряжений и
содержанию хлоридов. Технологические потоки, содержащие воду с хлоридами, могут вызвать
растрескивание восприимчивых к этому явлению материалов, особенно в присутствии кислорода и при
температурах выше 60 ºС. Высоколегированные и нержавеющие стали, такие как аустенитная
нержавеющая сталь AISI серия 300, дисперсионно твердеющая нержавеющая сталь и «А-286» (ASTM А 453
[2] группа прочности 660), не следует использовать, если их пригодность к использованию в
предполагаемых условиях не была должным образом подтверждена. Следует также проанализировать
возможность концентрации хлоридов на локализованных участках системы.
4.4.4 Сульфидное растрескивание под напряжением
Технологические потоки, содержащие воду и сероводород, могут вызвать сульфидное растрескивание под
напряжением у восприимчивых к этому материалов. Это явление является результатом сложного
взаимодействия параметров, к числу которых относятся химический состав металла, твердость и
микроструктура, условия тепловой обработки, а также такие факторы, как pH, концентрация сероводорода,
напряжение и температура. Материалы, которые используются для технологических потоков, содержащих
сероводород, следует выбирать с учетом пригодности к работе в данных условиях.
Испытания этих материалов следует проводить в соответствии с NACE TM0177.
4.4.5 Применение NACE MR0175
Для материалов, выбираемых для борьбы с сульфидным растрескиванием под напряжением, следует
обеспечивать соответствие NACE MR0175. Коррозионностойкие сплавы, не входящие в список NACE
MR0175, могут быть пригодными к работе в данных условиях и могут использоваться в случае, если может
быть подтверждена их коррозионная стойкость в заданных условиях (или в эквивалентных лабораторных
условиях). При использовании материалов из списка NACE MR0175 следует проявлять осторожность.
Приведенные там материалы могут быть стойкими по отношению к сульфидному растрескиванию под
напряжением, но оказаться непригодными для работы в условиях хлоридного растрескивания под
напряжением.
4.4.6 Водородное растрескивание
Технологические потоки, содержащие воду и сероводород, могут вызвать водородное растрескивание (HIC)
восприимчивых к этому материалов, особенно изделий из углеродистой листовой стали или труб,
изготовленных из листового проката. Следует предусмотреть испытания подобных материалов на
водородное растрескивание (HIC) в соответствии с NACE TM0284. По данному вопросу следует
обращаться за консультацией к специалистам.
5 Проектирование трубопроводов
5.1 Группа прочности материала труб
5.1.1 Работа с некоррозионным углеводородом
Двумя наиболее часто используемыми группами прочности материалов труб из углеродистой стали
являются ASTM А 106 [4] группа прочности В, API 5L [5] группа прочности В и ISO 3183-1 [6]. Обычно, из-за
однородности качества, предпочтительней использовать бесшовные трубы. Трубы по АSТМ A 106
выпускается только в бесшовном варианте, тогда как по API 5L возможно производство бесшовных труб,
ERW и SAW. Если при использовании группы прочности B требуется значительное утолщение стенки,
может возникнуть необходимость использования труб с повышенным допустимым расчетным напряжением,
таких как API 5L группа прочности Х52. Однако, при использовании группы прочности API 5L X46 и выше,
требуются особые технологии сварки и тщательный ее контроль. Следует отметить, что применение
материалов с высоким пределом текучести, таких как 5L группа прочности X, не приведет к
пропорциональному увеличению допустимых значений напряжения при соблюдении ASME В31.3.
Многие из марок труб, приведенные в ASME В31.3, пригодны для работы с некоррозионным
углеводородом. В соответствии с ASME В31.3 следующие типы или группы прочности труб были
специально исключены из списка пригодных к работе с углеводородом:
a) сваренные с применением сварки в сварочной печи внахлестку или встык;
b) сваренные плавлением согласно ASTM A 134 [7] или ASTM A 139 [8];
c) спирально-шовные, кроме API 5L.
5.1.2 Работа с коррозионным углеводородом
При проектировании для эксплуатации в присутствии коррозионного углеводорода следует предусмотреть
использование одного или нескольких из указанных ниже методов борьбы с коррозией:
a) химическая обработка;
b) антикоррозийные сплавы;
c) защитные покрытия (см. 9.5.2).
Из них на практике традиционно используется химическая обработка флюида, контактирующего с
углеродистой сталью. Могут использоваться и антикоррозийные сплавы, успешно применявшиеся в
аналогичных условиях (или прошедшие соответствующие лабораторные испытания), но в этом случае
особое внимание следует уделять технологии сварки. Должно также учитываться возможность
возникновения сульфидного растрескивания под напряжением и хлоридного коррозионного растрескивания
под напряжением (см. 4.4.3 и 4.4.4). Следует подготовить соответствующие положения по мониторингу
коррозии (испытательные образцы, зонды, катушки и т.д.) и химической обработке.
Поскольку сварка может значительно изменить сопротивляемость коррозии антикоррозионных материалов,
технологиям сварки должно уделяться особое внимание.
5.1.3 Работа при сульфидном растрескивании под напряжением
Если прогнозируется сульфидное растрескивание под напряжением, то при выборе труб следует
руководствоваться следующими принципами.
18 © ISO 2000 – Все права сохраняются

a) Следует использовать только бесшовные трубы, если при изготовлении ERW или SAW труб не были
предусмотрены технические условия и контроль качества, необходимые для данного вида работ.
b) Углеродистые и легированные стали, а также другие материалы, могут использоваться в условиях
сульфидного растрескивания под напряжением, если их свойства, твердость, термообработка и другие
требования соответствуют NACE MR0175.
Из групп прочности труб, удовлетворяющих указанным принципам, чаще всего используются ASTM А 106
группа п
...