ISO 13628-1:2005
(Main)Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 1: General requirements and recommendations
Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 1: General requirements and recommendations
ISO 13628-1:2005 provides general requirements and overall recommendations for development of complete subsea production systems, from the design phase to decommissioning and abandonment. ISO 13628-1:2005 is intended as an umbrella document to govern other parts of ISO 13628 dealing with more detailed requirements for the subsystems which typically form part of a subsea production system. However, in some areas (e.g. system design, structures, manifolds, lifting devices, and colour and marking) more detailed requirements are included herein, as these subjects are not covered in a subsystem standard. The complete subsea production system comprises several subsystems necessary to produce hydrocarbons from one or more subsea wells and transfer them to a given processing facility located offshore (fixed, floating or subsea) or onshore, or to inject water/gas through subsea wells. ISO 13628-1:2005 and its related subsystem standards apply as far as the interface limits described in Clause 4. Specialized equipment, such as split trees and trees and manifolds in atmospheric chambers, are not specifically discussed because of their limited use. However, the information presented is applicable to those types of equipment.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des systèmes de production immergés — Partie 1: Exigences générales et recommandations
L'ISO 13628-1:2005 fournit des exigences générales et des recommandations pour le développement de systèmes de production immergés complets, de la phase de conception jusqu'au démantèlement et à l'abandon. L'ISO 13628-1:2005 est un document cadre régissant les autres parties de l'ISO 13628 qui traitent de manière plus détaillée des exigences relatives aux sous-systèmes faisant généralement partie d'un système de production immergé. Néanmoins, dans certains domaines (par exemple, conception du système, structures, manifolds, dispositifs de levage, couleur et marquage), des exigences plus détaillées sont incluses dans la présente norme, car ces sujets ne sont pas couverts par une norme de sous-système. Le système de production immergé complet 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 donnée située en mer (fixe, flottante ou immergée) ou à terre, ou pour injecter de l'eau/du gaz dans les puits sous-marins. L'ISO 13628-1:2005 et les normes de sous-systèmes connexes, s'appliquent jusqu'aux limites d'interface décrites à l'Article 4. Les équipements spéciaux, tels que les «split trees», les têtes de production et les manifolds des chambres atmosphériques, ne sont pas spécifiquement décrits du fait de leur usage limité. Toutefois, les informations fournies sont applicables à ces types d'équipement.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13628-1
Second edition
2005-11-15
Petroleum and natural gas industries —
Design and operation of subsea
production systems —
Part 1:
General requirements and
recommendations
Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des
systèmes de production immergés —
Partie 1: Exigences générales et recommandations
Reference number
©
ISO 2005
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Contents Page
Foreword. v
Introduction . vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions and abbreviations. 2
3.1 Terms and definitions. 2
3.2 Abbreviated terms . 3
4 Systems and interface descriptions . 6
4.1 General. 6
4.2 System description. 7
4.3 Subsystem interfaces. 9
5 Design . 9
5.1 General. 9
5.2 Design criteria . 9
5.3 Field development . 13
5.4 Design loads. 14
5.5 System design. 14
5.6 Subsea wellhead. 17
5.7 Tubing hanger/tree system. 21
5.8 Completion/workover riser system. 24
5.9 Mudline casing suspension system . 24
5.10 Production controls. 25
5.11 Flowlines and end connections . 26
5.12 Template and manifold systems . 34
5.13 Production risers . 40
5.14 ROV/ROT intervention systems . 41
5.15 Colours and marking. 41
6 Materials and corrosion protection. 42
6.1 Material evaluation. 42
6.2 Metallic materials. 42
6.3 Non-metallic materials. 44
6.4 Bolting materials for subsea applications .45
6.5 External corrosion protection . 46
6.6 Design limitations for materials . 46
7 Manufacturing and testing. 48
7.1 General requirements and recommendations . 48
7.2 Test procedures . 48
7.3 Integration testing. 49
8 Operations . 50
8.1 General. 50
8.2 Transportation and handling . 50
8.3 Installation . 51
8.4 Drilling and completion. 52
8.5 Hook-up and commissioning . 53
8.6 Well intervention. 58
8.7 Maintenance . 59
8.8 Decommissioning. 61
9 Documentation . 62
9.1 General . 62
9.2 Engineering and manufacturing. 62
9.3 Operating and maintenance. 63
9.4 As-built/as-installed documentation . 63
Annex A (informative) Description of subsea production systems . 64
Annex B (normative) Colours and marking . 163
Annex C (informative) Integration testing of subsea production equipment. 170
Annex D (informative) Typical procedures for commissioning . 175
Annex E (informative) Documentation for operation . 179
Annex F (informative) Datasheets. 184
Annex G (informative) Structures, process valves and piping . 191
Annex H (informative) System engineering in subsea field developments. 194
Annex I (informative) Flow assurance considerations . 196
Annex J (informative) Barrier philosophy considerations . 223
Annex K (normative) Requirements and recommendations for lifting devices and unpressurized
structural components . 227
Bibliography . 231
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Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 13628-1 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 4, Drilling and production
equipment.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 13628-1:1999), which has been technically
revised.
ISO 13628 consists of the following parts, under the general title Petroleum and natural gas industries —
Design and operation of subsea production systems:
⎯ Part 1: General requirements and recommendations
1)
⎯ Part 2: Flexible pipe systems for subsea and marine applications
⎯ Part 3: Through flowline (TFL) systems
⎯ Part 4: Subsea wellhead and tree equipment
⎯ Part 5: Subsea umbilicals
⎯ Part 6: Subsea production control systems
⎯ Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems
⎯ Part 9: Remotely Operated Tool (ROT) intervention systems
The following parts are under preparation:
⎯ Part 7: Completion/workover riser systems
⎯ Part 10: Specification for bonded flexible pipe
⎯ Part 11: Flexible pipe systems for subsea and marine applications
1) Under revision.
Introduction
This part of ISO 13628 has been prepared to provide general requirements, recommendations and overall
guidance for the user to the various areas requiring consideration during development of a subsea production
system for the petroleum and natural gas industries. The functional requirements defined in this part of
ISO 13628 will allow alternatives in order to suit specific field requirements. The intention is to facilitate and
complement the decision process rather than to replace individual engineering judgement and, where
requirements are non-mandatory, to provide positive guidance for the selection of an optimum solution.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 13628-1:2005(E)
Petroleum and natural gas industries — Design and operation
of subsea production systems —
Part 1:
General requirements and recommendations
1 Scope
This part of ISO 13628 provides general requirements and overall recommendations for development of
complete subsea production systems, from the design phase to decommissioning and abandonment. This
part of ISO 13628 is intended as an umbrella document to govern other parts of ISO 13628 dealing with more
detailed requirements for the subsystems which typically form part of a subsea production system. However,
in some areas (e.g. system design, structures, manifolds, lifting devices, and colour and marking) more
detailed requirements are included herein, as these subjects are not covered in a subsystem standard.
The complete subsea production system comprises several subsystems necessary to produce hydrocarbons
from one or more subsea wells and transfer them to a given processing facility located offshore (fixed, floating
or subsea) or onshore, or to inject water/gas through subsea wells. This part of ISO 13628 and its related
subsystem standards apply as far as the interface limits described in Clause 4.
Specialized equipment, such as split trees and trees and manifolds in atmospheric chambers, are not
specifically discussed because of their limited use. However, the information presented is applicable to those
types of equipment.
If requirements as stated in this part of ISO 13628 are in conflict with, or are inconsistent with, requirements
as stated in the relevant complementary parts of ISO 13628, then the specific requirements in the
complementary parts take precedence.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
ISO 3506-1, Mechanical properties of corrosion-resistant stainless-steel fasteners — Part 1: Bolts, screws and
studs
ISO 3506-2, Mechanical properties of corrosion-resistant stainless-steel fasteners — Part 2: Nuts
ISO 10423, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Wellhead and
christmas tree equipment
ISO 13535, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Hoisting equipment
ISO 13628-4, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 4: Subsea wellhead and tree equipment
ISO 13628-5, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 5: Subsea umbilicals
ISO 13628-6, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 6: Subsea production control systems
2)
ISO 13628-7: — , Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production
systems — Part 7: Completion/workover riser systems
ISO 13628-8, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems
ISO 13628-9, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems —
Part 9: Remotely Operated Tool (ROT) intervention systems
API RP 2A, Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms —
Working Stress Design Twenty-First Edition
DNV2.7-1, Offshore freight containers
3 Terms, definitions and abbreviations
For the purposes of this document, the following terms, definitions and abbreviated terms apply.
3.1 Terms and definitions
3.1.1
barrier
element forming part of a pressure-containing envelope which is designed to prevent unintentional flow of
produced/injected fluids, particularly to the external environment
3.1.2
deep water
water depth generally ranging from 610 m (2 000 ft) to 1 830 m (6 000 ft)
NOTE Since the physical circumstances of any situtation will change as a function of water depth, use of the term
“deep water” implies that it may be necessary to consider design and/or technology alternatives.
3.1.3
first-end connection
connection made at the initiation point of the flowline or umbilical installation process
3.1.4
flowline
production/injection line, service line or pipeline through which fluid flows
NOTE In this part of ISO 13628, the term is used to describe solutions or circumstances of general nature related to
a flowline.
3.1.5
flying lead
unarmoured umbilical jumper with a termination plate at either end (incorporating connectors for the various
lines) used to connect subsea facilities together
NOTE 1 A flying lead is commonly used to connect e.g. a subsea control module on a subsea tree to a subsea
umbilical distribution unit.
NOTE 2 This type of umbilical jumper is lightweight and hence can be picked up from a deployment basket on the
seabed and manoeuvred into position using a free-flying ROV.
2) To be published.
2 © ISO 2005 – All rights reserved
3.1.6
jumper
short segment of flexible pipe with a connector half at either end
NOTE A jumper is commonly used to connect flowlines and/or subsea facilities together, e.g. a subsea flowline to a
hard pipe riser installed on a production platform.
3.1.7
process valve
any valve located downstream of the tree wing valves in the production flow path
3.1.8
pull-in head
device used for terminating the end of a flowline or umbilical so that it can be loaded/offloaded from a vessel
and pulled along the seabed and/or through an I-tube or J-tube
3.1.9
second-end connection
connection made at the termination point of the flowline or umbilical installation process
3.1.10
spool
short segment of rigid pipe with a connector half at either end
NOTE A spool is commonly used to connect flowlines and/or subsea facilities together, e.g. a subsea tree to a
subsea manifold.
3.1.11
ultra-deep water
water depth exceeding 1 830 m (6 000 ft)
NOTE 1 Since the physical circumstances of any situtation will change as a function of water depth, use of the term
“ultra-deep water” implies that it may be necessary to consider design and/or technology alternatives.
NOTE 2 For description of pressure and temperature ratings, the definition given in the applicable subsystem
International Standard and other relevant standards and design codes is used.
3.1.12
umbilical jumper
short segment of umbilical with a termination plate at either end (incorporating connectors for the various
lines) used to connect subsea facilities together
NOTE An umbilical jumper is commonly used to connect e.g. a subsea umbilical termination to a subsea umbilical
distribution unit.
3.2 Abbreviated terms
AAV annulus access valve
AC alternating current
ADS atmospheric diving system
AIV annulus isolation valve
AMV annulus master valve
API American Petroleum Institute
ASV annulus swab valve
AUV autonomous underwater vehicle
AWS American Welding Society
BOP blow-out preventer
CRA corrosion-resistant alloy
C/WO completion/workover
DC direct current
DFI design, fabrication, installation
DHPTT downhole pressure temperature transmitter
DNV Det Norske Veritas
EDP emergency disconnect package
ESD emergency shutdown
ESP electrical submersible pump
FAT factory acceptance test
FMEA failure mode and effects analysis
FPS floating production system
FPU floating production unit
GOR gas-oil ratio
GVF gas volume fraction
HAZOP hazards in operation analysis
HBW Brinell hardness
HIPPS high-integrity pressure protection system
HPU hydraulic power unit
HV Vickers hardness
HXT horizontal tree
ID internal diameter
IPU integrated pipeline umbilical
LMRP lower marine riser package (for drilling)
LPMV lower production master valve
LRFD load and resistance factored design
LRP lower riser package (for workover)
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LWI light well intervention
MEG monoethylene glycol
MIV methanol injection valve
MODU mobile offshore drilling unit
MPFM multiphase flowmeter
MPP multiphase pump
NACE National Association of Corrosion Engineers
OTDR optical time domain reflectometry
PCS production control system
PGB permanent guide base
PIV production isolation valve
PLEM pipeline end manifold
PLET pipeline end termination
PLS plastic limit state
PMV production master valve
PRE pitting-resistance equivalent
PSD production shut-down
PSW production swab valve
PWV production wing valve
QRA quantitative risk analysis
RAL “Reichsausschuss für Lieferbedingungen”, a Colour system used by German paint manufacturers
ROT remotely operated tool
ROV remotely operated vehicle
SAS safety and automation system
SCM subsea control module
SCSSV surface-controlled subsurface safety valve
SEM subsea electronic module
SIL safety integrity level
SITHP shut-in tubing head pressure
SSIV subsea isolation valve
SSP subsea processing
SUDU subsea umbilical distribution unit
SUT subsea umbilical termination
SXT surface tree
TFL through-flowline system
TGB temporary guidebase
TH tubing hanger
THRT tubing hanger running tool
TRT tree running tool
ULS ultimate limit state
UNS unified numbering system
UPMV upper production master valve
UPS uninterruptable power supply
VXT vertical tree
WAT wax appearance temperature
WHP wellhead pressure
WOCS workover control system
WOR workover riser
XOV cross-over valve
XT tree
4 Systems and interface descriptions
4.1 General
4.1.1 This clause describes subsea systems and main components in general and defines subsystem
interfaces and corresponding specification break points.
4.1.2 Subsea production systems can range in complexity from a single satellite well with a flowline linked
to a fixed platform or an onshore installation, to several wells on a template or clustered around a manifold
producing via subsea processing/commingling facilities and transferring to a fixed or floating facility, or directly
to an onshore installation.
4.1.3 The major components of a typical subsea production system are shown in Figure 1. The various
elements are further described in detail in Annex A.
4.1.4 Detailed requirements are given in the following clauses and in subsystem standards of this part of
ISO 13628. Some specific requirements are covered by this part of ISO 13628 only. They apply to overall
system design, materials, structures, manifold piping, colour and marking, and lifting devices.
6 © ISO 2005 – All rights reserved
Key
1 running and retrieving tools
2 installation and workover controls
3 completion/workover riser and workover controls umbilical
4 satellite well
5 template
6 flowlines
7 production controls
8 production riser
9 riser base/SSIV
10 manifold
11 export flowline
Figure 1 — Typical development scenarios
4.2 System description
4.2.1 Subsea production systems can be used to develop reservoirs, or parts of reservoirs, which require
drilling of the wells from more than one location. Deep water conditions, or even ultradeep water conditions,
can also inherently dictate development of a field by means of a subsea production system, since traditional
surface facilities such as on a steel-piled jacket, might be either technically unfeasible or uneconomical due to
the water depth.
4.2.2 Subsea equipment may also be used for the injection of water/gas into various formations for disposal
and/or to provide pressure maintenance in the reservoir.
4.2.3 The subsystems comprising a subsea production or injection system may include the following:
⎯ a structural foundation/template for positioning and support of various equipment;
⎯ one or more wellhead systems with associated casing strings to provide a basic foundation structure and
pressure containment system for the well(s);
⎯ one or more subsea trees incorporating flow and pressure control valves;
⎯ a well entry system, used for initial installation and abandonment, as well as various maintenance
activities on the subsea wells which require overhead well entry;
⎯ a PCS for remote monitoring and control of various subsea functions;
⎯ an umbilical which may include electrical power and signal cables, as well as conduits for hydraulic
control/service fluids and various chemicals to be injected subsea into the produced fluid streams;
⎯ a manifold system for controlled commingling of various fluid streams;
⎯ multiphase flowmeters, sand detection meters and/or leak detection devices;
⎯ subsea processing equipment, including fluid separation devices and/or pumps/compressors;
⎯ one or more flowlines to convey produced and/or injected fluids between the subsea installations and the
host facility;
⎯ HIPPS to protect flowlines not rated for the full shut-in wellhead pressure from being overpressured;
⎯ one or more risers to convey produced and/or injected fluids to/from the various flowlines located on the
seafloor to the host processing facilities;
⎯ intervention and inspection, maintenance and repair equipment as defined for all of the above;
⎯ subsea protection structures;
⎯ protection mats;
⎯ pig launcher/receiver;
⎯ pressure- and temperature-monitoring devices;
⎯ power distribution equipment;
⎯ tie-in spools and jumper flowlines;
⎯ flowline and jumper protection devices (mattresses, rock dumping, trenching, dog houses, etc.);
⎯ SSIVs at base of risers.
4.2.4 The subsea production system components are required to functionally and physically interface to
each other, as well as to
⎯ the downhole completion equipment, including the SCSSV and any downhole pressure/temperature
gauges or chemical injection systems, and to any other interactive components such as remotely
operable sliding sleeves and corresponding equipment,
⎯ the host processing facilities, including slug suppression/control devices.
8 © ISO 2005 – All rights reserved
4.3 Subsystem interfaces
4.3.1 Several systems and system elements interface such that determination of e.g. correct design
standard in many instances is difficult. In order to avoid inconsistent system design and subsequent
contractual disputes, it is recommended to focus on and define these areas and associated standards at an
early stage.
4.3.2 Typical system and “code-break” areas which should be addressed are
⎯ tree to flowline/umbilical/manifold,
⎯ tree/TH to well completion system,
⎯ tree to WOR or marine riser,
⎯ tree control system interfaces.
4.3.3 In addition, system-dependent “weak points” should be defined and agreed.
5 Design
5.1 General
5.1.1 When designing a subsea production system, a systems approach should be used which considers
equipment and system testing, installation, commissioning, operation, inspection, maintenance, repair, design
life and abandonment requirements.
5.1.2 Provision for possible future extensions and operational flexibility to cater for reservoir uncertainty
should be planned at an early design stage.
5.1.3 The design of a subsea production system should take into account the above phases of the field
development, the requirements to operate the field, and the design data and design loads relevant at the
location of the subsea installation. The information should be provided in a design basis document. Typical
datasheets included in Annex F may be used for this purpose.
5.1.4 The following subclauses give an overview of typical information required.
5.2 Design criteria
5.2.1 Environmental data
5.2.1.1 General
The following environmental data are typically required for the installation site of the subsea installation, and
applicable along flowline routes in the field and along pipeline routes for export.
5.2.1.2 Oceanographic data
Typically data are required for
⎯ water: depth, visibility, salinity, temperature, lowest astronomical tide level, highest astronomical tide level,
resistivity, oxygen content, pH, mass density, specific heat capacity, swell, surge,
⎯ currents: velocity profile, direction, distribution and periodic occurrence through the water column,
⎯ seabed: soil description, friction angles, soil shear-strength, depth profile and load-bearing capacity,
pockmarks, presence of shallow gas, earthquake data, seabed topography, stability under cyclonic
conditions, resistivity, density, marine growth, subsea obstacles, volcanoes, mudslides, scouring,
topology, subsurface hydrates, thermal conductivity, friction factors, lithology.
5.2.1.3 Meteorological data
Typically data are required for
⎯ waves: height, wavelength, frequency, direction, distribution and periodic occurrence;
⎯ weather: air temperature, wind speeds, wind direction, distribution and periodic occurrence;
⎯ icebergs: size, mass, frequency of occurrence, direction, velocity.
5.2.2 Reservoir and fluid data
The following data are typically required for various points over the life of the field:
⎯ reservoir characteristics (basic sediment and water data including reservoir depth, reservoir structure type,
reservoir life);
⎯ reservoir inflow information;
⎯ product characteristics such as shut-in pressure, flowing (max./min.) pressure, temperature, density,
GOR, water cut, bubblepoint, chemical composition, corrosivity (H S and CO mol %), sand, emulsions,
2 2
wax content and WAT, asphaltenes and hydrates, flowrates, API gravity, chlorides/salinity/pH of produced
water, viscosity, cloud points, pour point and scaling potential, formation-water content of minerals;
⎯ injection characteristics (turbidity, oil in water or gas allowances, scaling probability, pressure,
temperature, corrosivity, filtration requirements).
The datasheet F1 in Annex F provides guidance on information typically required.
5.2.3 Well completion data
The following information related to drilling operation, corresponding well completion and well intervention is
required:
NOTE Depending on the scenario, some of the information asked for below is required at different stages.
⎯ wellhead details, i.e. size, pressure rating and well interface data if existing wellhead;
⎯ wellhead type, i.e. subsea, mudline, hybrid, etc.;
⎯ drilling and casing programme;
⎯ subsea BOP and drilling riser system details, i.e. size, pressure rating, etc.;
⎯ guidebase details;
⎯ wellhead elevation and orientation;
⎯ equipment installation system, i.e. guidelines or guidelineless ROV, ROT, ADS and diving systems;
⎯ potential drilling loads on the wellhead system;
10 © ISO 2005 – All rights reserved
⎯ completion/workover riser type, dual string, single string, concentric, subsea test tree, etc. and interfaces
with stress-joint, EDP/TRT, LRP and THRT;
⎯ completion tubing size and drift schedule with relevant plug nipple information;
⎯ downhole control and monitoring requirements, i.e. valve, pump, sleeve, pressure, temperature and flow
functions;
⎯ well barrier requirements;
⎯ tubing hanger system and design, i.e. mechanically or hydraulically set, size, configuration, etc.;
⎯ completion/workover riser facilities, i.e. running of subsea tree, running of tubing hanger, wireline, coiled
tubing, snubbing and operations, well stimulation, clean-up and testing, etc.
5.2.4 Process and operation data
The following process and operating data are typically required for various points over the life of the field:
⎯ production systems requirements, i.e. flowrates, flow regimes, flow control requirements, pressures
(flowing and shut-in) and temperatures at wellhead and at processing facility, insulation, circulation and
heating requirements;
⎯ injection systems (water and/or gas) requirements, i.e. flowrates, flow regimes, flow control and filtration
requirements, pressures (flowing and shut-in) and temperatures at wellhead and at processing facility;
⎯ chemical injection requirements, i.e. type and characteristics of fluids, rates, flow control requirements,
pressures and temperatures at wellhead and at processing facility;
⎯ well shut-in requirements, i.e. barrier requirements, ESD requirements, kill/service fluids, rates, pressures
and temperatures at wellhead and at drilling rig or processing facility, hydrate control philosophy during
start-up and shut-down, HIPPS;
⎯ flowline cleaning requirements, i.e. pigging round-trip/bidirectional;
⎯ well management requirements, i.e. flow control requirements, rate limitations, testing/logging
requirements;
⎯ inspection requirements, i.e. type of inspection to be performed, inspection frequency, access
requirements, intelligent pigging requirements, barrier testing;
⎯ intervention requirements, i.e. intervention methods; ROV, ROT, ADS and diving;
⎯ well workover, i.e. frequency, type of workover operation and methods to be used;
⎯ simultaneous drilling and production requirements;
⎯ abandonment requirements, i.e. plug and abandonment.
5.2.5 Host facilities data
The subsea system interfaces with the hosting facility, and relevant interface information for the facility is
therefore required as follows:
⎯ type of hosting facility, i.e. fixed platform, floating production facility or land terminal;
⎯ production riser type and characteristics, i.e. rigid or flexible;
⎯ service facilities available, i.e. electrical, hydraulic, air, water, chemicals, etc.;
⎯ ESD and control interface;
⎯ deck plan for equipment location;
⎯ flowline and umbilical interfaces, including pigging and kill facilities;
⎯ flowline and umbilical routing and approach corridors;
⎯ existing and planned seabed installations, i.e. pipelines, flowlines and umbilicals;
⎯ protection requirements for flowlines and equipment inside receiving-defined-facility safety zones, if
applicable;
⎯ distance between subsea facilities and host facility;
⎯ motion characteristics for floating production vessels;
⎯ number, specification and position of J-tubes and/or I-tubes;
⎯ pressure/capacity ratings for topsides process equipment;
⎯ existing export flowline capacities.
5.2.6 Safety and hazards
Safety includes all operational, technical and emergency preparations significant for the protection of people,
environment, installations and vessels present.
To prepare for marine and mudline activities and to establish safety criteria for technical design solutions for
production equipment, early information about the following is important:
⎯ shallow gas pocket(s);
⎯ fishing activity and design criteria for its protection;
⎯ vessel activities;
⎯ military activities;
⎯ seabed scouring;
⎯ iceberg activity;
⎯ mudslide probabilities;
⎯ subsea volcanic activity;
⎯ sand waves;
⎯ flowline trajectories;
⎯ seabed characteristics;
⎯ environmental protection (wildlife, breeding seasons, etc.);
12 © ISO 2005 – All rights reserved
⎯ emergency preparations;
⎯ other infrastructure;
5.3 Field development
5.3.1 System definition
Due consideration should be given to the following aspects during system definition:
⎯ water depth, hydrostatic pressure and temperature;
⎯ field configuration, i.e. template, well cluster, satellite wells, manifolds, processing equipment, etc.;
⎯ details of existing facilities and infrastructure, i.e. platforms, appraisal wells, pipelines, etc.;
⎯ moored and/or dynamically positioned drilling-vessel type, i.e. semisub, monohull or jack-up;
⎯ anchor patterns and/or footprint and rig heading;
⎯ field development schedule, i.e. planned development wells, future wells, future production tie-in
philosophy, spare capacity including hook-up philosophy;
⎯ possibilities for “early” well testing, and early production;
⎯ artificial lift requirements, i.e. ESP, hydraulic turbines or gas lift;
⎯ well stimulation requirements, i.e. acidizing, fracturing, etc.;
⎯ requirements for well killing (from production facility or from intervention vessel, kill-fluid characteristics,
flowrates and pressure);
⎯ requirements for gas or water injection (flowrates, cleanliness and pressures);
⎯ requirement for chemical injection or periodic squeeze treatment for prevention of hydrate formation,
waxing, scaling, corrosion, etc. (injection chemical type, flowrates and pressure);
⎯ requirement for any flowline over-pressure protection system;
⎯ well testing requirements;
⎯ workover system type, i.e. conventional and/or subsea lubricator type;
⎯ control and monitoring philosophy;
⎯ intervention philosophy, i.e. diver or diverless;
⎯ flowline cleaning requirements;
⎯ well clean-up strategy;
⎯ design basis data accuracy range;
⎯ moored or dynamically positioned installation and intervention vessels;
⎯ reservoir characteristics;
⎯ characteristics of produced and injected fluids;
⎯ commissioning requirements.
In addition, a strategy on flow assurance for the development should be established. Various subjects on flow
assurance to consider are discussed in Annex I.
5.3.2 Simultaneous operations
The potential for simultaneous operations during installation and/or intervention should be assessed.
Simultaneous operations may be achieved typically in the following combinations:
⎯ simultaneous rig intervention on a template/manifold-cluster well and hydrocarbon production from
neighbouring wells;
⎯ simultaneous production through flowline transport systems during rig activity in the affected area.
5.3.3 Environment
System design shall comply with applicable regulations and, in order to protect the marine environment, due
consideration should be taken of the following:
⎯ seabed congestion from subsea structures and pipelines;
⎯ restrictions on fishing activities and marine traffic;
⎯ discharge of hydraulic fluid;
⎯ discharge of produced water;
⎯ disposal of purge/pigging/test fluids;
⎯ disposal of drilling fluids and cuttings.
5.4 Design loads
5.4.1 General
All applicable loads that can affect the subsea production system during all relevant phases, such as
fabrication, storing, testing, transportation, installation, drilling/completion, operation and removal, should be
defined and form the basis for the design.
Accidental loads are project-specific, and should be verified by a special risk analysis for the actual application.
Accidental loads can include dropped objects, snag loads (fishing gear, anchors), abnormal environmental
loads (earthquake), etc.
The datasheets in Annex F may be used to record applicable loads.
5.4.2 Unpressurized primary structural components and lifting devices
Specific design requirements for unpressurized primary structural components, such as guidebases, and for
pad eyes and other lifting devices, such as running tools, are given in Annex K.
5.5 System design
5.5.1 System engineering
Subsea system engineering is an interdisciplinary approach which covers the complete system, from the
reservoir to the processing facilities on the host (inclusive), with consideration of the requirements of all
14 © ISO 2005 – All rights reserved
phases of the development, including engineering, procurement, construction, testing, installation,
commissioning, operation, workover/maintenance and abandonment.
The system engineering process consists of a management part and a technical part. An evaluation of the
need for application of the various system engineering processes should be performed for each specific field
development, based upon the characteristics of the development.
System engineering methodology is further described in Annex H.
5.5.2 Overall design
5.5.2.1 The subsea production system should be designed to optimize life-cycle benefit while meeting
functional and safety requirements.
5.5.2.2 The system shall be designed such that any operation can be suspended, leaving the well(s) in a
safe state if predefined operational limits are about to be exceeded.
5.5.2.3 The system should be designed for easy fault diagnosis without system retrieval.
5.5.2.4 A high system availability should be obtained through use of simple designs and reliable products
(supplier's standard equipment preferably with a satisfactory field performance record). The system availability
requirement should be established in the design basis information for the development.
5.5.2.5 Operational reliability should be documented for the subsea systems. For noncritical and
temporary equipment, relaxed requirements may be accepted.
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 13628-1
Deuxième édition
2005-11-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Conception et exploitation des systèmes
de production immergés —
Partie 1:
Exigences générales
et recommandations
Petroleum and natural gas industries — Design and operation of
subsea production systems —
Part 1: General requirements and recommendations
Numéro de référence
©
ISO 2005
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Web www.iso.org
Version française parue en 2008
Publié en Suisse
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Sommaire Page
Avant-propos. v
Introduction . vi
1 Domaine d'application. 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, définitions et abréviations . 2
3.1 Termes et définitions. 2
3.2 Abréviations . 4
4 Descriptions des systèmes et des interfaces. 6
4.1 Généralités. 6
4.2 Description du système . 8
4.3 Interfaces entre les sous-systèmes. 9
5 Conception . 9
5.1 Généralités. 9
5.2 Critères de conception. 10
5.3 Développement d’un gisement. 14
5.4 Charges de calcul . 15
5.5 Conception du système . 16
5.6 Tête de puits sous-marine . 19
5.7 Système de suspension de colonne de production/tête de production. 23
5.8 Système de liaison fond-surface pour complétion/reconditionnement. 27
5.9 Système de suspension du tubage d’une conduite de boue. 27
5.10 Commandes de production . 28
5.11 Conduites d’écoulement et raccordements d’extrémité. 29
5.12 Systèmes à châssis de guidage et manifold . 40
5.13 Colonnes montantes de production . 46
5.14 Systèmes d’intervention ROV/ROT. 48
5.15 Couleurs et marquage. 48
6 Matériaux et protection contre la corrosion . 48
6.1 Evaluation des matériaux . 48
6.2 Matériaux métalliques . 49
6.3 Matériaux non métalliques. 50
6.4 Matériaux de boulonnerie pour applications sous-marines . 51
6.5 Protection contre la corrosion externe. 52
6.6 Limites de conception des matériaux. 53
7 Fabrication et essais . 55
7.1 Exigences générales et recommandations. 55
7.2 Modes opératoires d’essai. 55
7.3 Essais d’intégration. 57
8 Opérations . 57
8.1 Généralités. 57
8.2 Transport et manutention . 58
8.3 Installation . 58
8.4 Forage et complétion. 60
8.5 Raccordement et mise en service. 60
8.6 Intervention sur puits . 66
8.7 Maintenance . 67
8.8 Démantèlement . 69
9 Documentation . 71
9.1 Généralités . 71
9.2 Ingénierie et fabrication. 71
9.3 Exploitation et maintenance . 71
9.4 Documentation conforme à l’exécution/conforme à l’installation. 72
Annexe A (informative) Description des systèmes de production immergés. 73
Annexe B (normative) Couleurs et marquage . 185
Annexe C (informative) Essais d’intégration des équipements de production immergés . 192
Annexe D (informative) Procédures types de mise en service . 197
Annexe E (informative) Documentation relative à l'exploitation. 201
Annexe F (informative) Fiches techniques . 206
Annexe G (informative) Structures, vannes et tuyauteries de procédé. 213
Annexe H (informative) Ingénierie de systèmes dans le développement de gisements sous-marins . 217
Annexe I (informative) Considérations relatives à la gestion de la veine fluide («flow assurance») . 220
Annexe J (informative) Considérations relatives au concept de barrières . 251
Annexe K (normative) Exigences et recommandations relatives aux dispositifs de levage et aux
éléments de structure non soumis à la pression . 256
Bibliographie . 261
iv © ISO 2005 – 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 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 13628-1 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 4, Équipement de forage et de
production.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 13628-1:1999), qui a fait l’objet d’une
révision technique.
L'ISO 13628 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Industries du pétrole et du gaz
naturel — Conception et exploitation des systèmes de production immergés:
⎯ Partie 1: Exigences générales et recommandations
1)
⎯ Partie 2: Systèmes de canalisations flexibles pour applications sous-marines et en milieu marin
⎯ Partie 3: Systèmes d'injection TFL
⎯ Partie 4: Equipements immergés de tête de puits et tête de production
⎯ Partie 5: Faisceaux de câbles immergés
⎯ Partie 6: Commandes pour équipements immergés
⎯ Partie 8: Véhicules commandés à distance pour l'interface avec les matériels immergés
⎯ Partie 9: Systèmes d'intervention utilisant des dispositifs à commande à distance (ROT)
Les parties suivantes sont en cours d'élaboration:
⎯ Partie 7: Systèmes de liaison surface/fond de mer pour complétion/reconditionnement
⎯ Partie 10: Spécification pour canalisations flexibles composites
⎯ Partie 11: Systèmes de canalisations flexibles pour applications sous-marines et en milieu marin
1) En cours de révision.
Introduction
La présente partie de l’ISO 13628 a été élaborée pour fournir à l’utilisateur des exigences générales, des
recommandations et un guide général 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 fonctionnelles définies dans la présente partie de l’ISO 13628 permettront d’autres solutions
adaptées aux exigences spécifiques du terrain. L’objectif est de faciliter et de compléter le processus
décisionnel plutôt que de remplacer un jugement technique individuel et, lorsque les exigences ne sont pas
obligatoires, de fournir des lignes directrices pour choisir une solution optimale.
vi © ISO 2005 – Tous droits réservés
NORME INTERNATIONALE ISO 13628-1:2005(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception
et exploitation des systèmes de production immergés —
Partie 1:
Exigences générales et recommandations
1 Domaine d'application
La présente partie de l’ISO 13628 fournit des exigences générales et des recommandations pour le
développement de systèmes de production immergés complets, de la phase de conception jusqu’au
démantèlement et à l’abandon. La présente partie de l’ISO 13628 est un document cadre régissant les autres
parties de l’ISO 13628 qui traitent de manière plus détaillée des exigences relatives aux sous-systèmes
faisant généralement partie d’un système de production immergé. Néanmoins, dans certains domaines (par
exemple, conception du système, structures, manifolds, dispositifs de levage, couleur et marquage), des
exigences plus détaillées sont incluses dans la présente norme, car ces sujets ne sont pas couverts par une
norme de sous-système.
Le système de production immergé complet 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 donnée située en mer (fixe, flottante ou immergée) ou à terre, ou pour injecter de l’eau/du gaz dans
les puits sous-marins. La présente partie de l’ISO 13628, et les normes de sous-systèmes connexes,
s’appliquent jusqu’aux limites d’interface décrites à l’Article 4.
Les équipements spéciaux, tels que les « split trees », les têtes de production et les manifolds des chambres
atmosphériques, ne sont pas spécifiquement décrits du fait de leur usage limité. Toutefois, les informations
fournies sont applicables à ces types d’équipement.
Lorsque les exigences spécifiées dans la présente partie de l’ISO 13628 entrent en conflit ou sont en
contradiction avec les exigences spécifiées dans les parties complémentaires applicables de l’ISO 13628, les
exigences particulières stipulées dans les parties complémentaires prévalent.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document de référence (y compris les éventuels amendements) s'applique.
ISO 3506-1, Caractéristiques mécaniques des éléments de fixation en acier inoxydable résistant à la
corrosion — Partie 1 : Vis et goujons.
ISO 3506-2, Caractéristiques mécaniques des éléments de fixation en acier inoxydable résistant à la
corrosion — Partie 2 : Écrous.
ISO 10423, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production — Équipement
pour têtes de puits et arbre de Noël.
ISO 13535, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipements de forage et de production —
Équipement de levage.
ISO 13628-4, Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des systèmes de
production immergés — Partie 4: Équipements immergés de tête de puits et tête de production.
ISO 13628-5, Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des systèmes de
production immergés — Partie 5: Faisceaux de câbles immergés.
ISO 13628-6, Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des systèmes de
production immergés — Partie 6: Commandes pour équipements immergés.
2)
ISO 13628-7:— , Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des systèmes de
production immergés — Partie 7: Systèmes de liaison surface/fond de mer pour complétion/
reconditionnement.
ISO 13628-8, Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des systèmes de
production immergés — Partie 8: Véhicules commandés à distance pour l'interface avec les matériels
immergés.
ISO 13628-9, Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation des systèmes de
production immergés — Partie 9: Systèmes d'intervention utilisant des dispositifs à commande à distance
(ROT).
API RP 2A, Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms —
Working Stress Design Twenty-First Edition.
DNV2.7-1, Offshore freight containers.
3 Termes, définitions et abréviations
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
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/injection, en particulier vers l’environnement extérieur
3.1.2
eau profonde
profondeur d’eau généralement comprise entre 610 m (2 000 ft) et 1 830 m (6 000 ft)
NOTE Etant donné que les circonstances physiques d’une situation varieront en fonction de la profondeur d’eau,
l’utilisation du terme « eau profonde » implique qu’il peut s’avérer nécessaire d’envisager d’autres conceptions et/ou
technologies.
3.1.3
connexion de la première extrémité
connexion réalisée au début du processus d’installation d’une conduite d’écoulement ou d’un ombilical
3.1.4
conduite d’écoulement
conduite de production/injection, conduite de branchement ou pipeline dans lequel circule un fluide
2) À publier.
2 © ISO 2005 – Tous droits réservés
NOTE Dans la présente partie de l’ISO 13628, ce terme est utilisé pour décrire des solutions ou des circonstances
dont la nature générale est en rapport avec une conduite d’écoulement.
3.1.5
câble volant
liaison ombilicale non armée munie d’une plaque de raccordement à chaque extrémité (incorporant des
connecteurs pour les diverses conduites) utilisée pour raccorder des installations sous-marines
NOTE 1 Un câble volant est généralement utilisé pour connecter, par exemple, un module de commande immergé sur
une tête de production sous-marine à une unité de distribution ombilicale immergée.
NOTE 2 Ce type de liaison ombilicale est léger et peut donc être halé depuis un panier de déploiement situé au fond
de la mer et mis en place à l’aide d’un ROV autonome.
3.1.6
tuyau de raccordement (jumper)
court tronçon de conduite flexible muni d’un demi-connecteur à chaque extrémité
NOTE Un tuyau de raccordement est généralement utilisé pour connecter des conduites sous-marines et/ou des
installations immergées, par exemple une conduite d’écoulement à une liaison fond-surface à canalisation rigide installée
sur une plate-forme de production.
3.1.7
vanne de procédé
toute vanne située en aval des vannes latérales de tête de production dans le circuit d’écoulement de
production
3.1.8
tête de tirage
dispositif utilisé pour terminer l’extrémité d’une conduite d’écoulement ou d’un ombilical de manière à pouvoir
le charger/décharger d’un navire et le déposer sur le fond marin et/ou le tirer dans un tube en I ou en J
3.1.9
connexion de la deuxième extrémité
connexion réalisée à la fin du processus d’installation d’une conduite d’écoulement ou d’un ombilical
3.1.10
manchette de raccordement
court tronçon de canalisation rigide muni d’un demi-connecteur à chaque extrémité
NOTE Une manchette de raccordement est généralement utilisée pour connecter des conduites d’écoulement et/ou
des installations sous-marines, par exemple une tête de production sous-marine à un manifold immergé.
3.1.11
eau ultra-profonde
profondeur d’eau supérieure à 1 830 m (6 000 ft)
NOTE 1 Etant donné que les circonstances physiques d’une situation varieront en fonction de la profondeur d’eau,
l’utilisation du terme « eau ultra-profonde » implique qu’il peut s’avérer nécessaire d’envisager d’autres conceptions et/ou
technologies.
NOTE 2 Pour la description des caractéristiques nominales de pression et de température, la définition donnée dans la
Norme internationale applicable au sous-système et les autres normes et codes de conception pertinents est utilisée.
3.1.12
liaison ombilicale
court segment d’ombilical muni d’une plaque de raccordement à chaque extrémité (incorporant des
connecteurs pour les diverses conduites) utilisé pour raccorder des installations sous-marines
NOTE Une liaison ombilicale est généralement utilisée pour connecter, par exemple, un embout d’ombilical immergé
à une unité de distribution ombilicale immergée.
3.2 Abréviations
AAV vanne d’accès de l’espace annulaire
AC courant alternatif
ADS plongée à pression atmosphérique
AIV vanne d’isolement de l’espace annulaire
AMV vanne maîtresse de l’espace annulaire
API American Petroleum Institute
ASV vanne de curage de l’espace annulaire
AUV véhicule sous-marin autonome
AWS American Welding Society
BOP bloc d’obturation de puits
CRA alliage résistant à la corrosion
C/WO complétion/reconditionnement
DC courant continu
DFI conception, fabrication, installation
DHPTT transmetteur de pression et de température de fond de trou
DNV Det Norske Veritas
EDP système de déconnexion d’urgence
ESD arrêt d’urgence
ESP pompe électrique submersible
FAT essai de réception en usine
FMEA analyse des modes de défaillance et de leurs effets
FPS système de production flottant
FPU unité flottante de production
GOR rapport gaz/huile
GVF fraction volumique de gaz
HAZOP analyse des dangers en exploitation
HBW dureté Brinell
HIPPS système à haute intégrité de protection contre la surpression
HPU groupe moteur hydraulique
HV dureté Vickers
HXT tête de production horizontale
DI diamètre intérieur
4 © ISO 2005 – Tous droits réservés
IPU ombilical à pipeline intégré
LMRP système de colonnes montantes marines inférieures (pour le forage)
LPMV vanne maîtresse inférieure de production
LRFD calcul des coefficients de résistance et de charge
LRP partie basse de la colonne montante (pour le reconditionnement)
LWI intervention légère dans le puits
MEG monoéthylène glycol
MIV vanne d’injection de méthanol
MODU unité mobile de forage en mer
MPFM débitmètre polyphasique
MPP pompe polyphasique
NACE National Association of Corrosion Engineers
OTDR réflectométrie optique temporelle
PCS système de contrôle de production
PGB plaque-guide permanente
PIV vanne d’isolement de production
PLEM manifold d’extrémité de pipeline
PLET embout de pipeline
PLS état limite de plasticité
PMV vanne maîtresse de production
PRE indice de résistance à la corrosion par piqûre
PSD arrêt de la production
PSW vanne de curage
PWV vanne latérale de production
QRA analyse quantitative des risques
RAL « Reichsausschuss für Lieferbedingungen », codage couleur utilisé par les fabricants de peintures allemands
ROT outil télécommandé
ROV véhicule commandé à distance
SAS système de sécurité et d’automatisation
SCM module de commande immergé
SCSSV vanne de sécurité de subsurface contrôlée depuis la surface
SEM module électronique immergé
SIL niveau d'intégrité de sécurité
SITHP pression statique en tête de colonne de production
SSIV vanne d’isolement immergée
SSP traitement sous-marin
SUDU unité de distribution ombilicale immergée
SUT embout d’ombilical immergé
SXT tête de production en surface
TFL système d’intervention en passant les outils dans la conduite
TGB plaque de base temporaire
TH olive de suspension de la colonne de production
THRT outil de pose de l’olive de suspension de colonne de production
TRT outil de pose de tête de production
ULS état-limite ultime
UNS système de désignation unifié
UPMV vanne maîtresse de production supérieure
UPS alimentation sans coupure
VXT tête de production verticale
WAT température d’apparition des cires
WHP pression en tête de puits
WOCS système de contrôle de reconditionnement
WOR tube-guide de reconditionnement
XOV vanne intermédiaire
XT tête de production
4 Descriptions des systèmes et des interfaces
4.1 Généralités
4.1.1 Le présent article décrit les systèmes immergés et leurs principaux composants de manière générale
et définit les interfaces entre sous-systèmes et les dérogations aux spécifications correspondantes.
4.1.2 La complexité des systèmes de production immergés peut aller d’un puits satellite isolé associé à une
conduite d’écoulement reliée à une plate-forme fixe ou une installation terrestre, à plusieurs puits sur un
châssis de guidage ou regroupés autour d’un manifold assurant la production au moyen d’installations sous-
marines de traitement/mélange et le transfert vers une installation fixe ou flottante, ou directement vers une
installation terrestre.
4.1.3 Les principaux composants d’un système de production immergé type sont représentés dans la
Figure 1. Les différents éléments sont ensuite décrits de manière détaillée à l’Annexe A.
6 © ISO 2005 – Tous droits réservés
4.1.4 Des exigences détaillées sont spécifiées dans les paragraphes suivants ainsi que dans les normes de
sous-systèmes de la présente partie de l’ISO 13628. Certaines exigences particulières ne sont couvertes que
par la présente partie de l’ISO 13628. Elles s’appliquent à la conception du système dans son ensemble, aux
matériaux, aux structures, aux tuyauteries de manifolds, aux couleurs et marquage, et aux dispositifs de
levage.
Légende
1 outils de pose et de récupération
2 commandes d’installation et de reconditionnement
3 tube-guide de complétion/reconditionnement et ombilical de commandes de reconditionnement
4 puits satellite
5 châssis de guidage
6 conduites d’écoulement
7 commandes de production
8 colonne montante de production
9 base de colonne montante/SSIV
10 manifold
11 conduite d’évacuation
Figure 1 — Scénarios de développement type
4.2 Description du système
4.2.1 Des systèmes de production immergés peuvent être utilisés pour aménager des réservoirs, ou des
parties de réservoirs, qui nécessitent le forage de puits à plusieurs emplacements. Des conditions d’eau
profonde, ou même des conditions d’eau ultra-profonde, peuvent aussi intrinsèquement imposer le
développement du gisement au moyen d’un système de production immergé, car les installations classiques
en surface, par exemple sur un treillis sur piles en acier, peuvent s’avérer techniquement irréalisables ou non
rentables du fait de la profondeur d’eau.
4.2.2 Un équipement immergé peut également 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.
4.2.3 Les sous-systèmes constituant un système immergé de production ou d’injection peuvent comprendre
ce qui suit:
⎯ une fondation structurale/un châssis de guidage pour positionner et supporter différents équipements;
⎯ un ou plusieurs systèmes de tête de puits et les colonnes de cuvelage qui leur sont associées, pour
former une structure de fondation de base et un système de confinement de la pression pour le(s) puits;
⎯ une ou plusieurs têtes de production sous-marines incorporant des vannes de régulation de débit et de
pression;
⎯ un système d’entrée de puits, utilisé pour l’installation initiale et l’abandon, ainsi que pour diverses
activités de maintenance des puits sous-marins nécessitant une entrée de puits par le haut;
⎯ un PCS pour la surveillance et la commande à distance de diverses fonctions sous-marines;
⎯ un ombilical qui peut contenir des câbles électriques d’alimentation et de signalisation ainsi que des
canalisations pour les fluides de commande hydraulique/service et divers produits chimiques devant être
injectés sous l’eau dans les flux de fluides de production;
⎯ un système de manifold pour le mélange contrôlé de divers flux de fluides;
⎯ des débitmètres polyphasiques, des dispositifs de détection et de mesure de la teneur en sable et/ou des
dispositifs de détection des fuites;
⎯ un équipement de traitement sous-marin, y compris des dispositifs de séparation des fluides et/ou des
pompes/compresseurs;
⎯ une ou plusieurs conduites d’écoulement pour transporter les fluides de production et/ou d’injection entre
les installations sous-marines et l’installation hôte;
⎯ un HIPPS pour protéger les conduites d’écoulement contre la surpression lorsqu’elles ne sont pas
conçues pour la pression maximale en tête puits fermé;
⎯ une ou plusieurs colonnes montantes pour transporter les fluides de production et/ou d’injection
vers/depuis les diverses conduites d’écoulement situées sur le fond marin vers les installations de
traitement hôtes;
⎯ un équipement d’intervention et d’inspection, de maintenance et de réparation tel que défini pour tout ce
qui précède;
⎯ des structures de protection sous-marines;
⎯ des semelles de protection;
⎯ une gare à racleurs;
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⎯ des dispositifs de surveillance de la pression et de la température;
⎯ un équipement de distribution de puissance;
⎯ des manchettes et tuyaux de raccordement;
⎯ des dispositifs de protection pour conduites d’écoulement et tuyaux de raccordement (matelas,
enrochement, tranchées, abris de chantier, etc.);
⎯ des SSIV à la base des colonnes montantes.
4.2.4 Les composants des systèmes de production immergés doivent s’interconnecter fonctionnellement et
physiquement les uns aux autres, et avec:
⎯ l’équipement de complétion de fond de trou, y compris la SCSSV et tous les indicateurs de
pression/température de fond ou systèmes d’injection de produits chimiques, et tous les autres
composants interactifs, tels que les manchons coulissants commandés à distance et l’équipement
correspondant;
⎯ les installations de traitement hôtes, y compris les dispositifs de contrôle/élimination des bouchons.
4.3 Interfaces entre les sous-systèmes
4.3.1 Plusieurs systèmes et éléments de système s’interconnectent de telle sorte qu’il s’avère bien souvent
difficile de déterminer la norme de conception appropriée, par exemple. Pour éviter une conception
incompatible des systèmes et les litiges contractuels qui en découlent, il est recommandé de se focaliser sur
ces zones et les normes qui leur sont associées et de les définir à un stade précoce.
4.3.2 Les zones types du système et les zones de dérogation aux codes qu’il convient de prendre en
considération sont les suivantes:
⎯ interface entre tête de production et conduite d’écoulement/ombilical/manifold;
⎯ interface entre tête de production/TH et système de complétion du puits;
⎯ interface entre tête de production et WOR ou colonne montante marine;
⎯ interfaces entre systèmes de commande des têtes de production.
4.3.3 De plus, il convient de définir et de convenir des « points faibles » dépendant du système.
5 Conception
5.1 Généralités
5.1.1 Lors de la conception d’un système de production immergé, il convient d’utiliser une approche des
systèmes qui tienne compte des exigences relatives aux essais, à l’installation, à la mise en service, à
l’exploitation, à l’inspection, à la maintenance, à la réparation, à la durée de vie et à l’abandon des
équipements et du système.
5.1.2 Dès le début de la phase de conception, il convient de planifier les extensions ultérieures éventuelles
et la flexibilité opérationnelle pour répondre à l’incertitude liée au réservoir.
5.1.3 Il convient que la conception d’un système de production immergé tienne compte des phases de
développement du gisement indiquées ci-dessus, des exigences relatives à l’exploitation du gisement et des
caractéristiques et charges de calcul applicables au site de l’installation sous-marine. Il convient de consigner
ces informations dans un document de base du projet. Les fiches techniques types incluses dans l’Annexe F
peuvent être utilisées à cet effet.
5.1.4 Les paragraphes suivants donnent une vue d’ensemble des informations types requises.
5.2 Critères de conception
5.2.1 Données relatives à l’environnement
5.2.1.1 Généralités
Les données suivantes relatives à l’environnement sont généralement requises pour le site d’implantation de
l’installation sous-marine, et applicables le long du tracé des conduites d’écoulement situées dans le champ et
le long du tracé des pipelines d’exportation.
5.2.1.2 Données océanographiques
Des données sont généralement requises pour:
⎯ l’eau: profondeur, visibilité, salinité, température, niveau de plus basse marée astronomique, niveau de
plus haute marée astronomique, résistivité, teneur en oxygène, pH, masse volumique, capacité
thermique massique, vagues libres, houle;
⎯ les courants: profil de vitesse, direction, distribution et occurrence périodique dans la colonne d’eau;
⎯ le fond marin: description du sol, angles de frottement, résistance au cisaillement du sol, profil de
profondeur et capacité de charge, rigoles de ruissellement, présence de gaz peu profond, données
sismiques, topographie du fond marin, stabilité dans des conditions cycloniques, résistivité, masse
volumique, salissures, obstacles sous-marins, volcans, coulées de boue, affouillement, topologie,
hydrates de subsurface, conductivité thermique, coefficients de frottement, lithologie.
5.2.1.3 Données météorologiques
Des données sont généralement requises pour:
⎯ les vagues: hauteur, longueur d’onde, fréquence, direction, distribution et occurrence périodique;
⎯ le temps: température de l’air, vitesses du vent, direction du vent, distribution et occurrence périodique;
⎯ les icebergs: dimensions, masse, fréquence d’apparition, direction, vitesse.
5.2.2 Données relatives au réservoir et aux fluides
Les données suivantes sont généralement requises à différents stades de la durée de vie du gisement:
⎯ caractéristiques du réservoir (données relatives aux sédiments basiques et à l’eau, y compris profondeur
du gisement, type de structure du gisement, durée de vie du gisement);
⎯ informations relatives à la venue du réservoir;
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⎯ caractéristiques du produit telles que pression statique, pression d’écoulement (max./min.), température,
masse volumique, GOR, proportion d’eau, point de bulle, composition chimique, corrosivité (pourcentage
en moles de H S et CO ), sable, émulsions, teneur en paraffine et WAT, asphaltènes et hydrates, débits,
2 2
densité API, chlorures/salinité/pH de l’eau de production, viscosité, point de trouble, point d’écoulement et
potentiel d’entartrage, teneur en minéraux de l’eau de formation;
⎯ caractéristiques d’injection (turbidité, tolérances relatives à l’huile dans l’eau ou le gaz, probabilité
d’entartrage, pression, température, corrosivité, exigences de filtration).
La fiche technique F1 de l’Annexe F donne des indications sur les informations généralement requises.
5.2.3 Données relatives à la complétion des puits
Les informations suivantes relatives à l’opération de forage, à la complétion du puits correspondant et à
l’intervention sur le puits sont requises:
NOTE Selon le scénario, certaines des informations demandées ci-dessous sont requises à différentes étapes.
⎯ détails relatifs à la tête de puits, c’est-à-dire dimensions, pression nominale et données d’interface des
puits en cas de tête de puits existante;
⎯ type de tête de puits, c’est-à-dire sous-marine, de ligne de boue, hybride, etc.;
⎯ programme de forage et de tubage;
⎯ détails relatifs au système BOP et au tube-guide de forage sous-marin, c’est-à-dire dimensions, pression
nominale, etc.;
⎯ détails relatifs à la plaque de base;
⎯ cote et orientation de la tête de puits;
⎯ système d’installation de l’équipement, c’est-à-dire ROV, ROT, ADS et systèmes de plongées avec et
sans ligne de guidage;
⎯ charges de forage possibles sur le système de tête de puits;
⎯ type de tube-guide de complétion/reconditionnement, à deux rames, à une seule rame, concentrique,
pour tête de colonne pour essai de puits sous-marin, etc., et interfaces avec un joint de contrainte, un
EDP/TRT, un LRP et un THRT;
⎯ dimensions du tube de complétion et programme de mandrinage, associés aux informations pertinentes
relatives aux sièges de bouchons;
⎯ exigences relatives au contrôle et à la surveillance du fond de trou, c’est-à-dire vanne, pompe, manchon,
fonctions liées à la pression, la température et l’écoulement;
⎯ exigences relatives à la barrière de puits;
⎯ conception et système de suspension des tubes de production, c’est-à-dire réglage mécanique ou
hydraulique, dimensions, configuration, etc.;
⎯ installations associées au tube-guide de complétion/reconditionnement, c’est-à-dire descente de la tête
de production sous-marine, descente de l’olive de suspension de colonne de production, câble, tube
d’intervention enroulé, équipement de forage sous pression et opérations, stimulation de puits, nettoyage
et essais, etc.
5.2.4 Données relatives au procédé et à l’exploitation
Les données suivantes relatives au procédé et à l’exploitation sont généralement requises pour différents
points pendant la durée de vie du gisement:
⎯ exigences relatives aux systèmes de production, c’est-à-dire débits, régimes d’écoulement, exigences
relatives au réglage du débit, pressions (statique et d’écoulement) et températures au niveau de la tête
de puits et de l’installation de traitement, exigences relatives à l’isolation, à la circulation et au chauffage;
⎯ exigences relatives aux systèmes d’injection (eau et/ou gaz), c’est-à-dire débits, régimes d’écoulement,
exigences relatives au réglage du débit et à la filtration, pressions (statique et d’écoulement) et
températures au niveau de la tête de puits et de l’installation de traitement;
⎯ exigences relatives à l’injection de produits chimiques, c’est-à-dire type et caractéristiques des fluides,
débits, exigences relatives au réglage du débit, pressions et températures au niveau de la tête de puits et
au niveau de l’installation de traitement;
⎯ exigences relatives à la fermeture du puits, c’est-à-dire exigences relatives à la barrière, exigences
relatives à l’ESD, fluides d’extinction/service, débits, pressions et températures au niveau de la tête de
puits et au niveau de l’installation de forage ou de traitement, logique de contrôle des hydrates lors du
démarrage et de l’arrêt, HIPPS;
⎯ exigences relatives au nettoyage des conduites d’écoulement, c’est-à-dire manœuvre
complète/bidirectionnelle du train de tiges pour le raclage;
⎯ les exigences relatives à la gestion des puits, c’est-à-dire exigences relatives au réglage du débit, aux
limites de débit, exigences d’essais/diagraphie;
⎯ exigences relatives à l’inspection, c’est-à-dire type d’inspection à réaliser, fréquence d’inspection,
exigences relatives à l’accès, exigences de raclage intelligent, essais de la barrière;
⎯ exigences relatives aux interventions, c’est-à-dire méthodes d’intervention, ROV, ROT, ADS et plongée;
⎯ reconditionnement des puits, c’est-à-dire fréquence, type d’opération de reconditionnement et méthodes
à utiliser;
⎯ exigences relatives au forage et à la production simultanés;
⎯ exigences relatives à l’abandon, c’est-à-dire bouchon obturateur et abandon.
5.2.5 Données relatives aux installations hôtes
Le système immergé est interconnecté avec l’installation hôte; en conséquence, les informations pertinentes
suivantes relatives aux interfaces sont requises:
⎯ le type d’installation hôte, c’est-à-dire plate-forme fixe, installation de production flottante ou terminal
terrestre;
⎯ type et caractéristiques de la colonne montante de production, c’est-à-dire rigide ou flexible;
⎯ installations de service disponibles, c’est-à-dire électrique, hydraulique, air, eau, produits chimiques, etc.;
⎯ interface avec l’ESD et les commandes;
⎯ plan du pont pour l’emplacement des équipements;
⎯ interfaces avec les conduites d’écoulement et les ombilicaux, y compris les installations de raclage et
d’extinction;
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⎯ tracé des conduites d’écoulement et des ombilicaux et couloirs d’approche;
⎯ installations de fond existantes et planifiées, c’est-à-dire pipelines, conduites d’écoulement et ombilicaux;
⎯ exigences de protection pour les conduites d’écoulement et l’équipement situés dans les zones de
sécurité de l’installation de réception définie, le cas échéant;
⎯ distance entre les installations sous-marines et l’installation hôte;
⎯ caractéristiques de mouvem
...
Questions, Comments and Discussion
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