ISO 19905-3:2021
(Main)Petroleum and natural gas industries — Site-specific assessment of mobile offshore units — Part 3: Floating units
Petroleum and natural gas industries — Site-specific assessment of mobile offshore units — Part 3: Floating units
This document specifies requirements and recommendations for the site-specific assessment of mobile floating units for use in the petroleum and natural gas industries. It addresses the installed phase, at a specific site, of manned non-evacuated, manned evacuated and unmanned mobile floating units. This document addresses mobile floating units that are monohull (e.g. ship-shaped vessels or barges); column-stabilized, commonly referred to as semi-submersibles; or other hull forms (e.g. cylindrical/conical shaped). It is not applicable to tension leg platforms. Stationkeeping can be provided by a mooring system, a thruster assisted mooring system, or dynamic positioning. The function of the unit can be broad, including drilling, floatel, tender assist, etc. In situations where hydrocarbons are being produced, there can be additional requirements. This document does not address all site considerations, and certain specific locations can require additional assessment. This document is applicable only to mobile floating units that are structurally sound and adequately maintained, which is normally demonstrated through holding a valid RCS classification certificate. This document does not address design, transportation to and from site, or installation and removal from site. This document sets out the requirements for site-specific assessments, but generally relies on other documents to supply the details of how the assessments are to be undertaken. In general: — ISO 19901‑7 is referenced for the assessment of the stationkeeping system; — ISO 19904‑1 is referenced to determine the effects of the metocean actions on the unit; — ISO 19906 is referenced for arctic and cold regions; — the hull structure and air gap are assessed by use of a comparison between the site-specific metocean conditions and its design conditions, as set out in the RCS approved operations manual; — ISO 13624‑1 and ISO/TR 13624‑2[1] are referenced for the assessment of the marine drilling riser of mobile floating drilling units. Equivalent alternative methodologies can be used; — IMCA M 220 is referenced for developing an activity specific operating guidelines. Agreed alternative methodologies can be used. NOTE RCS rules and the IMO MODU code[13] provide guidance for design and general operation of mobile floating units.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Évaluation spécifique au site d'unités mobiles en mer — Partie 3: Unités flottantes
Le présent document spécifie les exigences et les recommandations pour l'évaluation spécifique au site d'unités mobiles flottantes destinées à être utilisées dans les industries du pétrole et du gaz naturel. Il traite de la phase en place, au niveau d'un site spécifique, d'unités mobiles flottantes occupées par du personnel non évacué, occupées par du personnel évacué et non occupées par du personnel. Le présent document traite des unités mobiles flottantes monocoques (par exemple, structures à profil de bateau ou barges); stabilisées par des colonnes, souvent désignées par le terme «structures semi-submersibles»; ou ayant d'autres formes de coque (par exemple, cylindriques/coniques). Il n'est pas applicable aux plates-formes à lignes d'ancrage verticales tendues (TLP). Le maintien en position peut être assuré par un système d'ancrage, un système d'ancrage assisté par des propulseurs, ou un système de positionnement dynamique. L'unité peut avoir plusieurs fonctions, notamment des fonctions de forage, d'hôtel flottant, de barge, etc. Dans les situations où des hydrocarbures sont produits, des exigences supplémentaires peuvent s'appliquer. Le présent document ne traite pas de toutes les considérations relatives au site, et certains emplacements peuvent nécessiter une évaluation supplémentaire. Le présent document n'est applicable qu'aux unités mobiles flottantes dont la structure est saine et entretenue de manière adéquate, ce qui est normalement démontré par la tenue à jour d'un certificat de classification en cours de validité, délivré par une société de classification reconnue (RCS). Le présent document ne traite pas de la conception, du transport vers et depuis un site ou de l'installation et du retrait du site. Le présent document spécifie les exigences pour des évaluations spécifiques aux sites, mais s'appuie généralement sur d'autres documents pour fournir les informations détaillées sur la manière dont les évaluations doivent être effectuées. En général: — l'ISO 19901-7 est citée en référence pour l'évaluation du système de maintien en position; — l'ISO 19904-1 est citée en référence pour la détermination des effets des actions océano-météorologiques sur l'unité; — l'ISO 19906 est citée en référence pour les régions arctiques et froides; — la structure de la coque et la garde d'air sont évaluées en procédant à une comparaison entre les conditions océano-météorologiques spécifiques au site et les conditions de conception de la coque, comme indiqué dans le manuel d'exploitation approuvé par une société de classification reconnue (RCS); — l'ISO 13624-1 et l'ISO/TR 13624-2[1] sont citées en référence pour l'évaluation des tubes prolongateurs pour les forages en mer des unités de forage mobiles flottantes. D'autres méthodologies équivalentes peuvent être utilisées; — l'IMCA M 220 est citée en référence pour l'élaboration d'un document d'instructions d'exploitation spécifiques à l'activité. D'autres méthodologies approuvées peuvent être utilisées. NOTE Les règles RCS et le code MODU de l'OMI[13] fournissent des recommandations pour la conception et l'exploitation générale des unités mobiles flottantes.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 19905-3
Second edition
2021-03
Petroleum and natural gas
industries — Site-specific assessment
of mobile offshore units —
Part 3:
Floating units
Industries du pétrole et du gaz naturel — Évaluation spécifique au
site d'unités mobiles en mer —
Partie 3: Unités flottantes
Reference number
©
ISO 2021
© ISO 2021
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Published in Switzerland
ii © ISO 2021 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 2
4 Abbreviated terms . 4
5 Overall considerations . 5
5.1 General . 5
5.1.1 Competency . 5
5.1.2 Planning . 5
5.1.3 Reporting . 5
5.1.4 Regulations . 5
5.1.5 Classification of unit . 5
5.2 Assessment . 6
5.3 Exposure levels . 6
5.4 Selection of limit states . 6
5.5 Determination of assessment situations . 7
5.5.1 General. 7
5.5.2 Arctic operations and ice . 8
5.5.3 Earthquake . 8
5.6 Models and analytical tools . 8
6 Data to be assembled for each site . 8
6.1 Applicability . 8
6.2 Mobile floating unit data . 8
6.3 Stationkeeping data . 9
6.3.1 General. 9
6.3.2 Moored units . 9
6.3.3 Moored units with thruster assist. 9
6.3.4 Dynamically positioned units . 9
6.4 Site data .10
6.5 Data on activity/use limitations .10
6.5.1 General.10
6.5.2 Reassessment or modification of activity/use limitations .11
6.5.3 Sources of data and types of activity/use limitations .11
6.6 Post installation data .11
7 Actions .11
8 Hull of unit .12
8.1 Strength .12
8.1.1 General.12
8.1.2 Monohull .12
8.1.3 Semi-submersible .12
8.1.4 Other hull forms .12
8.2 Air gap and freeboard .12
8.2.1 General.12
8.2.2 Monohull .13
8.2.3 Semi-submersible .13
8.2.4 Other hull forms .13
8.3 Temperature .13
8.4 Stability .14
9 Stationkeeping system .14
9.1 General .14
9.2 Moored .14
9.3 Thruster assisted mooring .14
9.4 Dynamic positioning systems .14
10 Activity specific assessments .14
10.1 General .14
10.2 Assessment of site-specific activities and equipment .15
10.2.1 General.15
10.2.2 Marine drilling riser assessment .15
10.3 Risk assessment .15
10.4 Activity specific operating guidelines .15
11 Confirmation of compatibility between analysis and as-installed condition .16
Annex A (informative) Outline of an activity specific operating guideline document for a
dynamically positioned unit and a moored unit .17
Annex B (informative) Suggested process for completing a site-specific assessment of a
mobile floating unit .20
Bibliography .22
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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.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/ directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www .iso .org/ patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT), see www .iso .org/
iso/ foreword .html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore
structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 7, Offshore
structures.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 19905-3:2017), which has been
technically revised.
The main changes compared to the previous edition are as follows:
— removed definitions of drift off and drive off in Clause 3 and consolidated under loss of position;
— Table 1 in Clause 5 removed and reference made to ISO 19900;
— FLS removed from 8.1.2 and 8.1.3;
— air gap requirements modified in 8.2;
— ISO 35104 referenced in 10.4;
— editorial revision.
A list of all parts in the ISO 19905 series can be found on the ISO website.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www .iso .org/ members .html.
Introduction
The International Standards on offshore structures prepared by TC 67 (i.e. ISO 19900, the ISO 19901
series, ISO 19902, ISO 19903, ISO 19904-1, the ISO 19905 series, ISO 19906) constitute a common
basis addressing design requirements and assessments of all types of offshore structures used by the
petroleum and natural gas industries worldwide.
NOTE These are sometimes referred to as the ISO 19900 series on offshore structures.
Through their application, the intention is to achieve adequate structural integrity and performance
based on reliability levels appropriate for manned and unmanned offshore structures, whatever the
nature or combination of the materials used.
Structural integrity is an overall concept comprising: models for describing actions; structural
analyses; design or assessment rules; safety elements; workmanship; quality management; and
national requirements, all of which are mutually dependent. The modification of any of these elements
in isolation can cause an imbalance or inconsistency, with possible impact on the reliability inherent in
the offshore structure. The implications involved in modifying one element, therefore, are considered
in relation to all the elements and the overall reliability of the offshore structure.
The International Standards on offshore structures prepared by TC 67 are intended to provide latitude
in the choice of structural configurations, materials and techniques and to allow for innovative
solutions. Sound engineering judgement is, therefore, necessary in the use of these documents.
This document states the general principles and basic requirements for the site-specific assessment of
mobile floating units. The technical information used in the assessment primarily resides in documents
referenced herein. This document is intended to be used for assessment and not for design.
Site-specific assessment is normally carried out when an existing mobile floating unit is to be installed
at a specific site. The assessment is not intended to provide a full evaluation of the unit; it is assumed
that aspects not addressed herein have been addressed at the design stage using other practices and
standards.
The purpose of the site-specific assessment is to demonstrate the adequacy of the mobile floating
unit, its stationkeeping system and any connected systems for the applicable assessment situations
and defined limit states, taking into account the consequences of failure. The results of a site-specific
assessment should be appropriately recorded and communicated to those persons required to know or
act on the conclusions and recommendations. Alternative approaches to the site-specific assessment
can be used provided that they have been shown to give a level of reliability equivalent, or superior, to
that implicit in this document.
In this document, the following verbal forms are used:
— “shall” indicates a requirement;
— “should” indicates a recommendation;
— “can” indicates a possibility or a capability;
— “may” indicates a permission.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 19905-3:2021(E)
Petroleum and natural gas industries — Site-specific
assessment of mobile offshore units —
Part 3:
Floating units
1 Scope
This document specifies requirements and recommendations for the site-specific assessment of mobile
floating units for use in the petroleum and natural gas industries. It addresses the installed phase, at a
specific site, of manned non-evacuated, manned evacuated and unmanned mobile floating units.
This document addresses mobile floating units that are monohull (e.g. ship-shaped vessels or barges);
column-stabilized, commonly referred to as semi-submersibles; or other hull forms (e.g. cylindrical/
conical shaped). It is not applicable to tension leg platforms. Stationkeeping can be provided by a
mooring system, a thruster assisted mooring system, or dynamic positioning. The function of the unit
can be broad, including drilling, floatel, tender assist, etc. In situations where hydrocarbons are being
produced, there can be additional requirements.
This document does not address all site considerations, and certain specific locations can require
additional assessment.
This document is applicable only to mobile floating units that are structurally sound and adequately
maintained, which is normally demonstrated through holding a valid RCS classification certificate.
This document does not address design, transportation to and from site, or installation and removal
from site.
This document sets out the requirements for site-specific assessments, but generally relies on other
documents to supply the details of how the assessments are to be undertaken. In general:
— ISO 19901-7 is referenced for the assessment of the stationkeeping system;
— ISO 19904-1 is referenced to determine the effects of the metocean actions on the unit;
— ISO 19906 is referenced for arctic and cold regions;
— the hull structure and air gap are assessed by use of a comparison between the site-specific
metocean conditions and its design conditions, as set out in the RCS approved operations manual;
[1]
— ISO 13624-1 and ISO/TR 13624-2 are referenced for the assessment of the marine drilling riser of
mobile floating drilling units. Equivalent alternative methodologies can be used;
— IMCA M 220 is referenced for developing an activity specific operating guidelines. Agreed alternative
methodologies can be used.
[13]
NOTE RCS rules and the IMO MODU code provide guidance for design and general operation of mobile
floating units.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 13624-1, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 1: Design
and operation of marine drilling riser equipment
ISO 19900, Petroleum and natural gas industries — General requirements for offshore structures
ISO 19901-1, Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures —
Part 1: Metocean design and operating considerations
ISO 19901-7, Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures —
Part 7: Stationkeeping systems for floating offshore structures and mobile offshore units
ISO 19904-1, Petroleum and natural gas industries — Floating offshore structures — Part 1: Ship-shaped,
semi-submersible, spar and shallow-draught cylindrical structures
ISO 19906:2019, Petroleum and natural gas industries — Arctic offshore structures
ISO 35104, Petroleum and natural gas industries — Arctic operations — Ice management
International Marine Contractors Association, “Guidance on Operational Activity Planning”, IMCA M 220
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 19900, ISO 19901-1,
ISO 19901-7, ISO 19904-1 and the following apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at http:// www .electropedia .org/
3.1
activity specific operating guidelines
ASOG
document that sets out the activities that need to be undertaken at specific alert level thresholds (3.4)
for specified changes in conditions
Note 1 to entry: These guidelines are in a document that sets out high level actions to be undertaken at specific
alert level thresholds.
Note 2 to entry: The ASOG for drilling operations is often called the well specific operating guideline
document (WSOG).
Note 3 to entry: An example ASOG for DP (dynamic positioning) and moored units is given in Annex A.
3.2
air gap
distance between the highest water elevation and the lowest exposed part of the primary deck structure
and permanent equipment not designed to withstand associated environmental action effects
[SOURCE: ISO 19900:2019, 3.5, modified — “structure” and “action effects” not defined herein, “and
permanent equipment” added and “for defined return period” deleted.]
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3.3
alert level
condition when certain parameters are below the lower limit, or between limits, or above the upper limit
Note 1 to entry: Alert levels are often colour-coded. The colour-coding will often be green for normal, blue for
advisory, yellow alert for reduced status, and red alert for emergency status. Parameters affecting the change
of colour-coded alert levels can be, for example, approach of limiting metocean conditions, loss of equipment
function, reduced available power levels, offset limits are reached [watch circles (3.17)], excessive vessel motions
are predicted, etc. Actions to be taken can include, for example, discontinue drilling, disconnect riser, suspend
lifts, etc.
3.4
alert level threshold
boundary between alert levels (3.3)
3.5
assessment
site-specific assessment
evaluation of a mobile floating unit and activity specific equipment to determine conformity with
specific requirements
Note 1 to entry: The specific requirements are the requirements of this document (i.e. 19905-3).
Note 2 to entry: Definition derived from ISO 19905-1:2016, 3.4.
3.6
assessment situation
mobile floating unit configuration together with the metocean and ice actions that need to be assessed
3.7
assessor
entity performing the site-specific assessment (3.5)
[SOURCE: ISO 19905-1:2016, 3.6]
3.8
extreme storm event
extreme combination of wind, wave and current conditions used for the assessment (3.5) of the mobile
floating unit
Note 1 to entry: This is the metocean event used for ULS storm assessment and varies depending on what is being
assessed. For example, the metocean event for the ULS assessment of the mooring system can be different from
that used in the ULS assessment of the hull strength or air gap.
3.9
loss of position
unintended move of a dynamically positioned or thruster-assisted vessel from its intended location
[watch circle (3.17)] relative to its set point position (3.13), generally caused by loss of stationkeeping
control or propulsion
Note 1 to entry: Loss of position can take on three main forms drift off, drive off, or force off.
3.10
operating manual
marine operations manual
latest approved document that defines the operational characteristics and capabilities of the mobile
floating unit
[SOURCE: ISO 19905-1:2016, 3.45, modified — “jack-up” has been replaced by “mobile floating unit”,
Note 1 to entry has been deleted, and “manual” replaced by “latest approved document”.]
3.11
operator
representative of the company or companies leasing the site
Note 1 to entry: The operator is normally the oil company acting on behalf of co-licensees.
Note 2 to entry: The operator can be termed the owner or the duty holder.
[SOURCE: ISO 19900:2019, 3.35]
3.12
recognized classification society
RCS
member of the International Association of Classification Societies, with recognized and relevant
competence and experience in mobile floating units, and with established rules and procedures for
classification/certification of such units used in petroleum-related activities
[SOURCE: ISO 19901-7:2013, 3.23, modified — “floating structures” has been replaced by “mobile
floating units”, and “installations” has been replaced by “such units”.]
3.13
set point position
intended location of the unit (3.15)
3.14
sudden hurricane
hurricane that forms locally and, due to speed of formation and proximity to infrastructure at time of
formation, might not allow sufficient time to evacuate manned facilities
Note 1 to entry: The population of storms used to derive the sudden hurricane at a given site can be defined in
terms of the time horizon required to evacuate the site.
3.15
unit
complete assembly, including hull structure, topsides, and stationkeeping systems
3.16
unit owner
representative of the companies owning or chartering the unit (3.15)
[SOURCE: ISO 19905-1:2016, 3.29, modified — Term “jack-up owner” has been replaced by “unit owner”
and "jack-up" has been replaced by "unit".]
3.17
watch circles
concentric group of imaginary closed curves (e.g. circles) developed from the alert levels (3.3) with
respect to the set point position (3.13) that indicate when specific activities need to be undertaken
Note 1 to entry: Watch circles, which are often colour coded to indicate the activities that need to be undertaken,
are normally described in the activity specific operating guidelines.
4 Abbreviated terms
ALS abnormal / accidental limit state
DP dynamic positioning
FLS fatigue limit state
FMEA failure mode and effects analysis
4 © ISO 2021 – All rights reserved
IMCA International Marine Contractors Association
IMO International Maritime Organization
MODU mobile offshore drilling unit
MOU mobile offshore unit
RAO response amplitude operators
SLS serviceability limit state
TAM thruster assisted mooring
ULS ultimate limit state
WSOG well specific operating guideline document
5 Overall considerations
5.1 General
5.1.1 Competency
Assessments undertaken in accordance with this document shall only be performed by persons
competent through education, training and experience in the relevant disciplines.
5.1.2 Planning
Planning shall be undertaken before a site-specific assessment is started.
Planning shall include the determination of all assessment situations relevant for the site under
consideration.
The assessment criteria shall be in accordance with the general requirements for assessment of existing
structures specified in ISO 19900, as far as relevant for mobile floating units.
5.1.3 Reporting
The assessor should prepare a report summarizing the inputs, assumptions and conclusions of the
assessment. Previous site-specific assessments may be taken into consideration when preparing
the report.
5.1.4 Regulations
Each country can have its own set of regulations concerning offshore operations. It is the responsibility
of the operator and the owner of the mobile floating unit to comply with relevant rules and regulations,
which can depend upon the site and type of activities to be conducted.
5.1.5 Classification of unit
This document is applicable only to mobile floating units that are structurally sound and adequately
maintained. To achieve this, the unit shall either
— hold valid classification society certification from an RCS, as defined in 3.12, throughout the duration
of the operation at the specific site subject to assessment, or
— have been verified by an independent competent body to be structurally fit for purpose for afloat
operations, and are subject to periodic inspection, both to the standards of an RCS.
Mobile floating units that do not conform with this requirement shall be assessed in accordance with
the provisions of ISO 19904-1, supplemented by methodologies from this document, where applicable.
5.2 Assessment
The objective of the assessment is to show that the acceptance criteria are met. Annex B provides a
diagrammatic example of the process to be used in the site-specific assessment of a mobile floating
unit. Other approaches may be applied; they shall be shown to give a level of reliability equivalent, or
superior, to that implicit in this document.
In situations where hydrocarbons are being produced, the requirements of this document should be
supplemented by those necessary to account for any additional risk.
5.3 Exposure levels
The exposure level for each site-specific assessment of a mobile floating unit shall be
a) determined by the unit owner and the operator,
b) where applicable, agreed by the regulator and the operator, and
c) where applicable, agreed by the regulator and operator(s) of adjacent facilities.
NOTE Adjacent facilities (workover platform, local platforms, transport lines, subsea facilities, etc.) are
those that are sufficiently close to the unit for there to be a potential for impact if the unit drifts from location.
Exposure levels are defined in ISO 19900, with the following additional criteria:
— L1: The extreme storm event used in assessment of the hull, referenced in Clause 8, shall be the 50
year independent extremes or the classed return period, where it is known and more onerous.
— L2: The extreme storm event used in assessment of the hull, referenced in Clause 8 for exposure level
L2 shall be the 50 year independent extremes that could be reached at the site prior to evacuation
being effected (e.g. 50 year 48 hour notice sudden hurricane in tropical revolving storm areas). The
unmanned post evacuation case shall be considered according to criteria to be agreed between the
operator and the unit owner.
— L3: The assessment criteria shall be agreed between the unit owner and the operator.
The stationkeeping system shall be assessed as per Clause 9.
5.4 Selection of limit states
ISO 19900 defines four limit state categories:
a) ultimate limit states (ULS);
b) serviceability limit states (SLS);
c) fatigue limit states (FLS);
d) abnormal/accidental limit states (ALS).
6 © ISO 2021 – All rights reserved
The limit states enumerated above apply to the hull and stationkeeping system of the mobile floating
unit. They can also apply to other activity critical components for which assessments are required by
this document (see 10.2), e.g. marine drilling riser and wellhead for drilling units.
NOTE 1 The ULS is normally based on the unit being in a survival condition with, for example, the marine
drilling riser disconnected on drilling units or equivalent survival preparations being undertaken on other types
of unit.
NOTE 2 The limits of the SLS are often based on, for example, the capability of the connected marine drilling
riser on drilling units, or other limiting equipment on other types of unit. The ASOG specifies the circumstances
under which the unit transitions from the SLS to the ULS condition.
For moored units and thruster-assist moored units, the stationkeeping damaged case (e.g. a single
mooring line damage or loss of thruster assistance component(s) as determined through FMEA) shall
be assessed (see ISO 19901-7) as part of the ULS condition.
It can be acceptable to continue site-specific activities with the unit in an impaired state (e.g. with a
single mooring line damaged); in such cases, it shall be shown that:
— the unit in the impaired/damaged condition meets all the requirements of this document, including
the requirement for an additional stationkeeping redundancy case (e.g. another mooring line
damaged), and
— the failure was not the result of a systemic defect or error that can lead to other stationkeeping
components failing under non-extreme conditions.
The FLS is generally addressed at the design stage. This document contains no specific requirements
that fatigue be considered.
The ALS are generally addressed at the design stage. This document contains no specific requirements
that the ALS be evaluated in the site-specific assessment, unless there are unusual risks at the site
under consideration that were not considered at the design stage (see 10.3).
NOTE 3 Changes to the grade or strength of the mooring system can affect the fatigue capacity of certain hull
and equipment components, e.g. fairleads, mooring winches, etc.
5.5 Determination of assessment situations
5.5.1 General
Provisions in ISO 19900 related to metocean conditions and their application shall be conformed with
in conjunction with the further requirements of ISO 19901-1 and those of this document.
According to ISO 19900, assessment situations include all the service and operational requirements
resulting from the intended use of the floating structure and the metocean conditions that could, affect
the stationkeeping system, and any activity specific requirement limitations.
An environmental assessment situation consists of a set of actions induced by waves, wind, current
and ice (if any) on the floating structure, related systems (e.g. the mooring system, if applicable), and
activity specific equipment (e.g. risers).
Criteria to be met in the assessment can be directly related to the specific formulation of the assessment
situations. In this case, assessment situations, calculation process and assessment criteria are
interrelated and should not be separated from one another.
A mobile floating unit can be used in various modes at a single site (e.g. operating or survival mode,
etc.) and at a number of different alert levels. Any required restrictions on the mode of operations
shall be included in the ASOG. See also ISO 19901-7:2013, Clause 6 for additional discussion that can be
applicable to assessment situations.
If the deployment is to be of limited duration, applicable (seasonal) data may be used for the months
under consideration, including suitable contingency.
5.5.2 Arctic operations and ice
For mobile offshore floating units stationed or operating in arctic or cold regions, the mobile unit-
specific requirements of ISO 19906:2019, Clauses 13 and 17 shall apply, subject to the following:
a. The stationkeeping system of units stationed or operating in arctic or cold regions shall conform
with the requirements of ISO 19901-7 supplemented with additional requirements in cases when
loss of stationkeeping can result in loss of life or threat to the environment. In the latter cases, the
requirement of ISO 19906: 2019, 13.4.3.1 shall apply.
b. Ice actions and ice action factors shall be calculated in accordance with ISO 19906.
c. A detailed risk assessment shall be conducted to document the ice related risks to the safety of the
unit and its operation. Additional site-specific data, not listed in Clause 6, are required to undertake
these studies.
5.5.3 Earthquake
Earthquakes do not normally affect floating structures, but there have been cases of vessels suffering
severe damage from close intense seismic events. If operating close to a highly active fault (see
[2]
ISO 19901-2 ), the potential effects of earthquakes should be considered.
5.6 Models and analytical tools
Guidance is given in ISO 19900:2019, Clauses 11 and A.11 on the use and validation of analytical tools
and models.
6 Data to be assembled for each site
6.1 Applicability
Clause 6 describes the data that are required to undertake an assessment and to ensure that the
assessment is compatible with the site-specific installation. Data are required on the unit, its
stationkeeping system, and the activity/use limitations (see 6.5).
The assessor shall endeavour to ensure that the information supplied reflects the latest available,
including all weight changes, upgrades, modifications, etc.
NOTE In this document, the field is the general area where the mobile floating unit is to operate; the site is
the specific position/orientation within the field. The site data are normally a subset of the field data.
6.2 Mobile floating unit data
The mobile floating unit data required to perform an assessment shall include the following:
— type of unit;
— the latest revision of the drawings, relevant specifications and the operations manual, including
limiting hull survival conditions;
— wind, wave, and current action coefficients for calculating metocean actions and displacements,
revalidated for modifications to the unit, if applicable;
— design parameters including, where applicable, any proposed deviations for the intended operation;
— details of any modifications relevant to the stationkeeping and its current capabilities;
8 © ISO 2021 – All rights reserved
— assurance that all stationkeeping equipment is fully operational;
— motion RAOs used for determining dynamic loading for mooring and riser analysis (if applicable for
type of stationkeeping system and specific use of the unit);
— equipment data where applicable, e.g. riser or tensioner system data, timing of emergency disconnect
sequences;
— preferred rig heading.
NOTE There is considerable merit in ensuring that information on mobile floating unit modifications is
transferred between owners when the unit ownership is transferred.
6.3 Stationkeeping data
6.3.1 General
Data shall be gathered on the stationkeeping system and its capability.
The history of the stationkeeping system’s use should be maintained. These data can be used to help
assess component fatigue, integrity, and fitness for purpose against discard criteria.
6.3.2 Moored units
The data to assess a moored unit shall include a definition of the mooring system and all its components,
including the following:
— mooring line component details including length, size, strength, stiffness, construction, etc.;
— anchor type, size, including fluke angle of drag anchors, if it is adjustable, and soil type suitability;
— mooring winch type and holding capacity;
— documentation that the mooring system components are in conformity with relevant inspection
standard.
6.3.3 Moored units with thruster assist
The data to assess a thruster assisted unit shall include a definition of the mooring system (see 6.3.2);
the thruster assist system and controls; and their respective components, including the following:
— thruster details;
— circumstances under which thrusters will be used;
— details of thruster control;
— thruster efficiencies and interaction limits;
— worst single point failure in the thruster system, for use in the damaged condition assessment (see
ISO 19901-7:2013, 8.9).
6.3.4 Dynamically positioned units
The data to assess a dynamically positioned unit, and for the DP input to the development of the ASOG,
shall include the following:
— unit DP RCS approved classification (i.e. DP 1, DP 2 or DP 3);
— position reference system details and which will be used under which circumstances;
— all relevant capability plots for DP units.
— project specific procedures that may require consideration from a stationkeeping perspective.
— Details and results of FMEA, and trials.
6.4 Site data
The unit owner and the operator shall agree on the extent of the site data required and its validity.
NOTE 1 The details of the site data required depend on the type of unit, its stationkeeping system, and the
activity being undertaken. Site data can be a required input for the risk assessment (see 10.3). Metocean data
can be a required input to the assessment of the stationkeeping system, the marine drilling riser, air gap, and,
in certain circumstances, for investigation of hull strength. Geotechnical data are required for assessing the
anchoring system on moored units and can affect the results of a marine drilling riser assessment.
The site-specific data include (see also ISO 19901-7:2013, 7.2) the following:
— water depth and bathymetry within the
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 19905-3
Deuxième édition
2021-03
Industries du pétrole et du gaz
naturel — Évaluation spécifique au
site d'unités mobiles en mer —
Partie 3:
Unités flottantes
Petroleum and natural gas industries — Site-specific assessment of
mobile offshore units —
Part 3: Floating units
Numéro de référence
©
ISO 2021
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y compris la photocopie, ou la diffusion sur l’internet ou sur un intranet, sans autorisation écrite préalable. Une autorisation peut
être demandée à l’ISO à l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
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Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: +41 22 749 01 11
E-mail: copyright@iso.org
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii © ISO 2021 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 2
3 Termes et définitions . 2
4 Abréviations . 5
5 Considérations générales . 5
5.1 Généralités . 5
5.1.1 Compétence . 5
5.1.2 Planification . 6
5.1.3 Rapport . 6
5.1.4 Règlementations . 6
5.1.5 Classification de l'unité . 6
5.2 Évaluation . 6
5.3 Niveaux d'exposition . 6
5.4 Sélection des états limites . 7
5.5 Détermination des situations soumises à l'évaluation . 8
5.5.1 Généralités . 8
5.5.2 Opérations en zones arctiques et glace . 8
5.5.3 Séisme . 9
5.6 Modèles et outils analytiques . 9
6 Données à rassembler pour chaque site . 9
6.1 Applicabilité . 9
6.2 Données relatives à l'unité mobile flottante . 9
6.3 Données relatives au système de maintien en position .10
6.3.1 Généralités .10
6.3.2 Unités ancrées .10
6.3.3 Unités ancrées à ancrage assisté par des propulseurs .10
6.3.4 Unités à positionnement dynamique .10
6.4 Données relatives au site .11
6.5 Données relatives aux restrictions d'utilisation/liées à l'activité .11
6.5.1 Généralités .11
6.5.2 Réévaluation ou modification des restrictions d'utilisation/liées à l'activité .12
6.5.3 Sources de données et types de restrictions d'utilisation/liées à l'activité .12
6.6 Données relatives à la configuration du système après installation .13
7 Actions .13
8 Coque de l'unité .13
8.1 Résistance .13
8.1.1 Généralités .13
8.1.2 Monocoque .13
8.1.3 Semi-submersible .14
8.1.4 Autres formes de coque .14
8.2 Garde d'air et franc-bord .14
8.2.1 Généralités .14
8.2.2 Monocoque .14
8.2.3 Semi-submersible .14
8.2.4 Autres formes de coque .15
8.3 Température .15
8.4 Stabilité .15
9 Système de maintien en position.15
9.1 Généralités .15
9.2 Ancré .16
9.3 Ancrage assisté par des propulseurs .16
9.4 Systèmes de positionnement dynamique .16
10 Évaluations spécifiques à l'activité .16
10.1 Généralités .16
10.2 Évaluation des activités et des équipements spécifiques au site.17
10.2.1 Généralités .17
10.2.2 Évaluation du tube prolongateur pour le forage en mer .17
10.3 Évaluation des risques.17
10.4 Instructions d'exploitation spécifiques à l'activité .17
11 Confirmation de la compatibilité entre la configuration analysée et la configuration
à l'état installé .18
Annexe A (informative) Description d'un document d'instructions d'exploitation
spécifiques à une activité pour une unité à positionnement dynamique et une unité
ancrée . .20
Annexe B (informative) Processus proposé pour une évaluation spécifique au site d'une
unité mobile flottante.23
Bibliographie .25
iv © ISO 2021 – 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 (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www
.iso .org/ directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l'élaboration du document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l'ISO (voir www .iso .org/ brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion
de l'ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir www .iso .org/ avant -propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures
en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 7, Structures en mer.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 19905-3:2017), qui a fait l'objet
d'une révision technique.
Les principales modifications par rapport à l'édition précédente sont les suivantes:
— les définitions pour la dérive et la chasse à l'Article 3 ont été supprimées et combinées sous «perte
de position»;
— le Tableau 1 à l'Article 5 a été supprimé et l'ISO 19900 est citée en référence;
— l'état limite de fatigue (FLS) a été supprimé en 8.1.2 et 8.1.3;
— les exigences relatives à la garde d'air ont été modifiées en 8.2;
— l'ISO 35104 est citée en référence en 10.4;
— des révisions éditoriales ont été apportées.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 19905 se trouve sur le site web de l'ISO.
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l’adresse www .iso .org/ fr/ members .html.
Introduction
Les Normes internationales pour les structures en mer élaborées par le TC 67 (c'est-à-dire l'ISO 19900,
la série ISO 19901, l'ISO 19902, l'ISO 19903, l'ISO 19904-1, la série ISO 19905 et l'ISO 19906) constituent
une base commune traitant des exigences de conception et des évaluations de tous les types de
structures en mer utilisés par les industries du pétrole et du gaz naturel dans le monde.
NOTE Ces normes sont parfois appelées «série ISO 19900 sur les structures en mer».
Leur application a pour finalité d'atteindre une intégrité structurelle et des performances adéquates de
la structure fondées sur des niveaux de fiabilité appropriés pour les structures en mer occupées par du
personnel et non occupées par du personnel, quelle que soit la nature ou la combinaison des matériaux
utilisés.
L'intégrité structurelle est un concept global comprenant des modèles destinés à décrire des actions,
des analyses structurelles, des règles de conception ou d'évaluation, des éléments de sécurité,
l'exécution des réalisations, la gestion de la qualité, et des exigences nationales, ces divers éléments
étant interdépendants. La modification d'un seul de ces éléments peut provoquer un déséquilibre ou
une incohérence, avec un impact éventuel sur la fiabilité inhérente à la structure en mer. Par conséquent,
les effets d'une modification d'un seul élément sont considérés par rapport à tous les éléments et à la
fiabilité globale de la structure en mer.
Les Normes internationales sur les structures en mer élaborées par le TC 67 sont destinées à fournir une
grande latitude de choix de configurations de structures, de matériaux et de techniques et à favoriser
des solutions innovantes. Il est par conséquent nécessaire d'en faire usage à la lumière d'un jugement
technique avisé.
Le présent document établit les principes généraux et les exigences de base pour une évaluation
spécifique au site des unités mobiles flottantes. Les informations techniques utilisées lors de
l'évaluation sont principalement issues de documents cités en référence dans le présent document. Le
présent document est destiné à être utilisé pour l'évaluation et non pour la conception.
L'évaluation spécifique au site est normalement exécutée lorsqu'il est prévu d'installer une unité mobile
flottante existante au niveau d'un site spécifique. L'évaluation n'a pas pour but de fournir une évaluation
complète de l'unité. Il est supposé que les aspects non traités ici ont été traités au stade de la conception
en utilisant d'autres pratiques et d'autres normes.
Le but de l'évaluation spécifique au site est de démontrer le caractère adéquat de l'unité mobile flottante,
de son système de maintien en position et des éventuels systèmes raccordés pour les situations
applicables de l'évaluation et des états limites définis, en prenant en compte les conséquences d'une
défaillance. Il convient d'enregistrer de manière appropriée les résultats d'une évaluation spécifique
au site et de les communiquer aux personnes qui ont besoin des conclusions et des recommandations
ou qui agissent au vu de celles-ci. D'autres approches de l'évaluation spécifique au site peuvent être
utilisées, sous réserve qu'il ait été démontré qu'elles confèrent un niveau de fiabilité équivalent ou
supérieur à celui implicite dans le présent document.
Dans le présent document, les formes verbales suivantes sont utilisées:
— «doit» indique une exigence;
— «il convient» indique une recommandation;
— «peut» («can» en anglais) indique une possibilité ou une capacité;
— «peut» («may» en anglais) indique une autorisation.
vi © ISO 2021 – Tous droits réservés
NORME INTERNATIONALE ISO 19905-3:2021(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Évaluation
spécifique au site d'unités mobiles en mer —
Partie 3:
Unités flottantes
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie les exigences et les recommandations pour l'évaluation spécifique au site
d'unités mobiles flottantes destinées à être utilisées dans les industries du pétrole et du gaz naturel. Il
traite de la phase en place, au niveau d'un site spécifique, d'unités mobiles flottantes occupées par du
personnel non évacué, occupées par du personnel évacué et non occupées par du personnel.
Le présent document traite des unités mobiles flottantes monocoques (par exemple, structures à profil
de bateau ou barges); stabilisées par des colonnes, souvent désignées par le terme «structures semi-
submersibles»; ou ayant d'autres formes de coque (par exemple, cylindriques/coniques). Il n’est pas
applicable aux plates-formes à lignes d’ancrage verticales tendues (TLP). Le maintien en position peut
être assuré par un système d'ancrage, un système d'ancrage assisté par des propulseurs, ou un système
de positionnement dynamique. L'unité peut avoir plusieurs fonctions, notamment des fonctions de
forage, d'hôtel flottant, de barge, etc. Dans les situations où des hydrocarbures sont produits, des
exigences supplémentaires peuvent s'appliquer.
Le présent document ne traite pas de toutes les considérations relatives au site, et certains emplacements
peuvent nécessiter une évaluation supplémentaire.
Le présent document n'est applicable qu'aux unités mobiles flottantes dont la structure est saine et
entretenue de manière adéquate, ce qui est normalement démontré par la tenue à jour d'un certificat de
classification en cours de validité, délivré par une société de classification reconnue (RCS).
Le présent document ne traite pas de la conception, du transport vers et depuis un site ou de l'installation
et du retrait du site.
Le présent document spécifie les exigences pour des évaluations spécifiques aux sites, mais s'appuie
généralement sur d'autres documents pour fournir les informations détaillées sur la manière dont les
évaluations doivent être effectuées. En général:
— l'ISO 19901-7 est citée en référence pour l'évaluation du système de maintien en position;
— l'ISO 19904-1 est citée en référence pour la détermination des effets des actions océano-
météorologiques sur l'unité;
— l'ISO 19906 est citée en référence pour les régions arctiques et froides;
— la structure de la coque et la garde d'air sont évaluées en procédant à une comparaison entre
les conditions océano-météorologiques spécifiques au site et les conditions de conception de la
coque, comme indiqué dans le manuel d'exploitation approuvé par une société de classification
reconnue (RCS);
[1]
— l'ISO 13624-1 et l'ISO/TR 13624-2 sont citées en référence pour l'évaluation des tubes prolongateurs
pour les forages en mer des unités de forage mobiles flottantes. D'autres méthodologies équivalentes
peuvent être utilisées;
— l'IMCA M 220 est citée en référence pour l'élaboration d'un document d'instructions d'exploitation
spécifiques à l'activité. D'autres méthodologies approuvées peuvent être utilisées.
[13]
NOTE Les règles RCS et le code MODU de l'OMI fournissent des recommandations pour la conception et
l'exploitation générale des unités mobiles flottantes.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu’ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l’édition citée s’applique.
Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les
éventuels amendements).
ISO 13624-1, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production — Partie 1:
Conception et exploitation des tubes prolongateurs pour les forages en mer
ISO 19900, Industries du pétrole et du gaz naturel — Exigences générales relatives aux structures en mer
ISO 19901-1, Industries du pétrole et du gaz naturel — Exigences spécifiques relatives aux structures en
mer — Partie 1: Dispositions océano-météorologiques pour la conception et l'exploitation
ISO 19901-7, Industries du pétrole et du gaz naturel — Exigences spécifiques relatives aux structures en
mer — Partie 7: Systèmes de maintien en position des structures en mer flottantes et des unités mobiles en mer
ISO 19904-1, Industries du pétrole et du gaz naturel — Structures en mer flottantes — Partie 1: Unités
monocoques, unités semi-submersibles et unités spars
ISO 19906:2019, Industries du pétrole et du gaz naturel — Structures arctiques en mer
ISO 35104, Industries du pétrole et du gaz naturel — Opérations en Arctique — Gestion des glaces
International Marine Contractors Association, “Guidance on Operational Activity Planning”, IMCA M 220
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions de l'ISO 19900, l'ISO 19901-1,
l'ISO 19901-7 et l'ISO 19904-1 ainsi que les suivants s'appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http:// www .electropedia .org/
3.1
instructions d'exploitation spécifiques à l'activité
ASOG
document qui décrit les actions spécifiques à une activité devant être effectuées à des seuils d'alerte
(3.4) spécifiques pour des changements spécifiés des conditions
Note 1 à l'article: Ces instructions figurent dans un document qui définit les actions de haut niveau à mettre en
œuvre à des seuils d'alerte spécifiques.
Note 2 à l'article: Le document ASOG pour les opérations de forage est souvent désigné par «document
d'instructions d'exploitation spécifiques au puits» (WSOG).
Note 3 à l'article: L'Annexe A fournit un exemple d'ASOG pour positionnement dynamique (DP) et unités ancrées.
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3.2
garde d'air
distance entre le niveau le plus élevé de la surface de l'eau et la partie exposée la plus basse de la
structure primaire du pont et des équipements permanents qui ne sont pas conçus pour supporter les
effets des actions dues à l'environnement
[SOURCE: ISO 19900:2019, 3.5, modifiée — «structure» et «effets des actions» ne sont pas définis dans
le présent document, «et des équipements permanents» a été ajouté et «pendant une période de retour
définie» a été supprimé.]
3.3
niveau d'alerte
condition dans laquelle certains paramètres sont en-dessous de la limite inférieure, entre des limites,
ou au-dessus de la limite supérieure
Note 1 à l'article: Les niveaux d'alerte sont souvent dotés d'un codage couleur. Le codage couleur sera souvent
vert pour des conditions normales, bleu pour un avis, alerte jaune pour des conditions réduites et alerte rouge
pour une situation d'urgence. Parmi les paramètres ayant une incidence sur le changement de niveau d'alerte
à code couleur figurent, par exemple, l'approche de conditions océano-météorologiques limites, la perte de
fonction d'un équipement, la réduction des niveaux de puissance disponibles, l'atteinte des limites de déport
[cercles d'observation (3.17)], la prévision de mouvements excessifs des navires, etc. Les actions qui doivent être
entreprises peuvent comprendre, par exemple, l'interruption du forage, le débranchement du tube prolongateur,
la suspension de l'extraction, etc.
3.4
seuil d'alerte
limite entre niveaux d'alerte (3.3)
3.5
évaluation
évaluation spécifique au site
évaluation d'une unité mobile flottante et d'un équipement spécifique à l'activité pour déterminer la
conformité aux exigences spécifiques
Note 1 à l'article: Les exigences spécifiques sont les exigences du présent document (à savoir l'ISO 19905-3).
Note 2 à l'article: Définition tirée de l'ISO 19905-1:2016, 3.4.
3.6
situation pour l'évaluation
configuration de l'unité mobile flottante en même temps que les actions océano-météorologiques et les
actions de la glace devant être évaluées
3.7
évaluateur
entité effectuant l'évaluation spécifique au site (3.5)
[SOURCE: ISO 19905-1:2016, 3.6]
3.8
événement de tempête extrême
combinaison extrême de conditions de vent, de vagues et de courant utilisée pour l'évaluation (3.5) de
l'unité mobile flottante
Note 1 à l'article: Il s'agit de l'événement océano-météorologique utilisé pour l'évaluation de la tempête ULS; cet
événement varie en fonction de ce qui est évalué. Par exemple, l'événement océano-météorologique utilisé pour
l'évaluation ULS du système d'ancrage peut être différent de celui utilisé pour l'évaluation ULS de la résistance de
la coque ou de la garde d'air.
3.9
perte de position
mouvement intempestif d'un navire à positionnement dynamique ou assisté par des propulseurs,
depuis son emplacement prévu [cercle d'observation (3.17)] par rapport à sa position de consigne (3.13),
en général engendré par une perte de contrôle du maintien en position ou de la propulsion
Note 1 à l'article: La perte de position peut prendre trois formes principales: la dérive due à la propulsion, la
chasse et la dérive due aux conditions environnementales.
3.10
manuel d'exploitation
manuel d'exploitation en mer
document approuvé le plus récent qui définit les caractéristiques et les capacités d'exploitation de
l'unité mobile flottante
[SOURCE: ISO 19905-1:2016, 3.45, modifiée — le terme «plate-forme auto-élévatrice» a été remplacé par
«unité mobile flottante», la Note 1 à l'article a été supprimée, et «manuel» a été remplacé par «document
approuvé le plus récent».]
3.11
exploitant
représentant de la (des) société(s) concessionnaire(s) du site
Note 1 à l'article: L'exploitant est normalement la société pétrolière agissant au nom des co-licenciés.
Note 2 à l'article: L'exploitant peut être appelé propriétaire ou responsable principal.
[SOURCE: ISO 19900:2019, 3.35, modifiée]
3.12
société de classification reconnue
RCS
membre de l'Association internationale des sociétés de classification, ayant une compétence et une
expérience reconnues et appropriées dans les unités mobiles flottantes et ayant des règles et des
procédures établies relatives à la classification/certification de telles unités utilisées dans les activités
pétrolières
[SOURCE: ISO 19901-7:2013, 3.23, modifiée — le terme «structures flottantes» a été remplacé
par «unités mobiles flottantes», et «des installations» a été remplacé par «de telles unités».]
3.13
position de consigne
emplacement prévu de l'unité (3.15)
3.14
ouragan soudain
ouragan qui se forme localement et qui, du fait de sa vitesse de formation et de la proximité de
l'infrastructure au moment de la formation, peut ne pas laisser un temps suffisant pour évacuer les
installations occupées par du personnel
Note 1 à l'article: La population de tempêtes utilisée pour obtenir l'ouragan soudain au niveau d'un site donné
peut être définie en termes d'horizon de temps requis pour évacuer le site.
3.15
unité
assemblage complet comprenant la structure de la coque, les superstructures et les systèmes de
maintien en position
4 © ISO 2021 – Tous droits réservés
3.16
armateur de l'unité
représentant des sociétés possédant l'unité (3.15) ou l'affrétant
[SOURCE: ISO 19905-1:2016, 3.29, modifiée — le terme «armateur de la plate-forme» a été remplacé par
«armateur de l'unité», et le terme «plate-forme» a été remplacé par «unité».]
3.17
cercles d'observation
groupe concentrique de courbes fermées (par exemple des cercles) imaginaires, établi à partir de
niveaux d'alerte (3.3) par rapport à la position de consigne (3.13), indiquant les moments où des activités
spécifiques doivent être mises en œuvre
Note 1 à l'article: Les cercles d'observation, qui sont souvent identifiés par des codages couleurs indiquant les
activités à entreprendre, sont normalement décrits dans le document d'instructions d'exploitation spécifiques à
l'activité.
4 Abréviations
ALS état limite anormal/accidentel (abnormal/accidental limit state)
DP positionnement dynamique (dynamic positioning)
FLS état limite de fatigue (fatigue limit state)
FMEA analyse des modes de défaillance et de leurs effets (failure mode et effects analysis)
IMCA Association internationale des entrepreneurs maritimes (International Marine Contractors
Association)
MODU unité mobile de forage en mer (mobile offshore drilling unit)
MOU unité mobile en mer (mobile offshore unit)
OMI Organisation Maritime Internationale
RAO opérateurs d'amplitude de réponse (response amplitude operators)
SLS état limite de service (serviceability limit state)
TAM ancrage assisté par des propulseurs (thruster assisted mooring)
ULS état limite ultime (ultimate limit state)
WSOG document d'instructions d'exploitation spécifiques au puits (well specific operating guide-
line document)
5 Considérations générales
5.1 Généralités
5.1.1 Compétence
Les évaluations exécutées conformément au présent document ne doivent être exécutées que par des
personnes compétentes de par leur niveau d'instruction, leur formation et leur expérience dans les
disciplines concernées.
5.1.2 Planification
Une planification doit être mise en œuvre avant le début de toute évaluation spécifique au site.
La planification doit comprendre la détermination de toutes les situations soumises à évaluation
pertinentes pour le site considéré.
Les critères d'évaluation doivent être conformes aux exigences générales relatives à l'évaluation de
structures existantes spécifiées dans l'ISO 19900, dans la mesure où cela est pertinent pour les unités
mobiles flottantes.
5.1.3 Rapport
Il convient que l'évaluateur prépare un rapport résumant les données d'entrée, les hypothèses et les
conclusions de l'évaluation. Des évaluations spécifiques au site antérieures peuvent être prises en
compte lors de l'élaboration du rapport.
5.1.4 Règlementations
Chaque pays peut avoir son propre ensemble de réglementations concernant les opérations en mer.
Il incombe à l'exploitant et à l'armateur de l'unité mobile flottante de se conformer aux règles et
réglementations appropriées, qui peuvent dépendre du site et du type d'opérations à exécuter.
5.1.5 Classification de l'unité
Le présent document n'est applicable qu'aux unités mobiles flottantes dont la structure est saine et
entretenue de manière adéquate. Pour cela, l'unité doit:
— détenir une certification valide de société de classification délivrée par une RCS, telle que définie
en 3.12, pendant toute la durée de l'exploitation au niveau du site spécifique soumis à l'évaluation; ou
— avoir fait l'objet d'une vérification par un organisme compétent indépendant concernant l'adéquation
de la structure pour des opérations à flot et être soumise à une inspection périodique, toutes deux
selon les normes d'une RCS.
Les unités mobiles flottantes qui ne satisfont pas à cette exigence doivent être évaluées conformément
aux dispositions de l'ISO 19904-1, complétées par des méthodologies issues du présent document, le cas
échéant.
5.2 Évaluation
Le but de l'évaluation est de montrer que les critères d'acceptation sont satisfaits. L'Annexe B fournit,
à titre d'exemple, un schéma du processus à utiliser lors de l'évaluation spécifique au site d'une unité
mobile flottante. D'autres approches peuvent être appliquées; il doit être démontré qu'elles donnent un
niveau de fiabilité équivalent ou supérieur à celui implicite dans le présent document.
Dans les situations où des hydrocarbures sont produits, il convient que les exigences du présent
document soient complétées par les exigences nécessaires pour prendre en compte tout risque
supplémentaire.
5.3 Niveaux d'exposition
Le niveau d'exposition pour chaque évaluation spécifique au site d'une unité mobile flottante doit:
a) être déterminé par l'armateur de l'unité et l'exploitant;
b) le cas échéant, faire l'objet d'un accord de la part de l'organisme de règlementation et de
l'exploitant; et
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c) le cas échéant, faire l'objet d'un accord de la part de l'organisme de règlementation et du ou des
exploitants des installations adjacentes.
NOTE Les installations adjacentes (plate-forme de reprise de puits, plates-formes locales, lignes de
transport, infrastructures sous-marines, etc.) sont les installations qui sont suffisamment proches de l'unité
pour qu'il y ait un risque d'impact potentiel si l'unité dérive de son emplacement.
Les niveaux d'exposition sont définis dans l'ISO 19900, avec les critères supplémentaires suivants:
— L1: l'événement de tempête extrême utilisé dans l'évaluation de la coque, mentionné à l'Article 8,
doit correspondre aux valeurs extrêmes indépendantes sur 50 ans ou la période de retour classée,
lorsqu'elle est connue et plus contraignante;
— L2: l'événement de tempête extrême utilisé dans l'évaluation de la coque, mentionné à l'Article 8
pour le niveau d'exposition L2 doit correspondre aux valeurs extrêmes indépendantes sur 50 ans
qui pourraient être atteintes sur le site avant que l'évacuation ne soit effectuée (par exemple: un
ouragan soudain en 48 heures sur 50 ans dans des zones de tempête tourbillonnante tropicale). Le
cas de l'évacuation d'un poste non occupé par du personnel doit être envisagé conformément à des
critères à convenir entre l'exploitant et l'armateur de l'unité;
— L3: les critères d'évaluation doivent être convenus entre l'armateur de l'unité et l'exploitant.
Le système de maintien en position doit être évalué conformément à l'Article 9.
5.4 Sélection des états limites
L'ISO 19900 identifie quatre catégories d'états limites:
a) les états limites ultimes (ULS);
b) les états limites de service (SLS);
c) les états limites de fatigue (FLS);
d) les états limites anormaux/accidentels (ALS).
Les états limites énumérés ci-dessus s'appliquent à la coque et au système de maintien en position de
l'unité mobile flottante. Ils peuvent également s'appliquer à d'autres composants critiques pour les
activités et pour lesquels des évaluations sont requises par le présent document (voir 10.2), par exemple
tube prolongateur pour forage en mer et tête de puits pour unités de forage.
NOTE 1 Les états ULS sont normalement fondés sur une situation dans laquelle l'unité se trouve dans une
condition de survie avec, par exemple, le tube prolongateur pour forage en mer déconnecté sur des unités de
forage ou des préparations de sauvetage équivalentes entreprises sur d'autres types d'unités.
NOTE 2 Les limites des états SLS sont souvent fondées, par exemple, sur la capacité du tube prolongateur pour
forage en mer connecté sur des unités de forage, ou d'autres équipements limiteurs sur d'autres types d'unités.
Les instructions d'exploitation spécifiques à l'activité (ASOG) spécifient les circonstances dans lesquelles l'unité
passe de l'état SLS à l'état ULS.
Pour les unités ancrées et les unités ancrées à ancrage assisté par des propulseurs, le cas d'un système
de maintien en position endommagé [par exemple: rupture d'une seule ligne d'ancrage ou panne de
composant(s) d'assistance par propulseurs, telle que déterminée par une FMEA] doit être évalué (voir
l'ISO 19901-7) dans le cadre de la condition ULS.
La poursuite d'activités spécifiques à un site peut être acceptable alors que l'unité est dans un état dégradé
(par exemple: avec une seule ligne d'ancrage endommagée); en pareils cas, il doit être démontré que:
— l'unité dans un état dégradé/endommagé satisfait à toutes les exigences du présent document,
y compris l'exigence relative à un cas de redondance supplémentaire du maintien en position (par
exemple: une autre ligne d'ancrage endommagée); et
— la défaillance n'était pas le résultat d'un défaut ou d'une erreur systémique pouvant entraîner
la défaillance d'autres composants du système de maintien en position dans des conditions non
extrêmes.
Les états FLS sont généralement traités au stade de la conception. Le présent document ne contient
aucune exigence spécifique indiquant de prendre en compte la fatigue.
Les états ALS sont généralement traités au stade de la conception. Le présent document ne contient
aucune exigence spécifique indiquant d'évaluer les ALS lors de l'évaluation spécifique au site, à moins
qu'il n'existe des risques inhabituels au niveau du site considéré qui n'avaient pas été pris en compte au
stade de la conception (voir 10.3).
NOTE 3 Les changements de qualité ou de résistance du système d'ancrage peuvent affecter la capacité en fatigue
de certains composants de la coque et éléments d'équipement, par exemple chaumards, treuils d'ancrage, etc.
5.5 Détermination des situations soumises à l'évaluation
5.5.1 Généralités
Les dispositions de l'ISO 19900 relatives aux conditions océano-météorologiques et à leur application
doivent être respectées conjointement aux exigences supplémentaires de l'ISO 19901-1 et à celles du
présent document.
Conformément à l'ISO 19900, les situations soumises à l'évaluation incluent toutes les exigences
de service et d'exploitation résultant de l'utilisation prévue de la structure flottante, ainsi que les
conditions océano-météorologiques susceptibles d'affecter le système de maintien en position et toute
restriction sur les exigences spécifiques à une activité.
Une situation soumise à l'évaluation environnementale est composée d'un ensemble d'actions induites
par les vagues, le vent, les courants et la glace (le cas échéant) et s'exerçant sur la structure flottante, les
systèmes connexes (par exemple: le système d'ancrage, le cas échéant) et les équipements spécifiques à
l'activité (par exemple: tubes prolongateurs).
Les critères à satisfaire lors de l'évaluation peuvent être directement liés à la formulation spécifique
des situations soumises à l'évaluation. Dans ce cas, les situations soumises à l'évaluation, le processus
de calcul et les critères d'évaluation sont mutuellement dépendants et il convient de ne pas les dissocier.
Une unité mobile flottante peut être utilisée selon divers modes au niveau d'un seul site (par exemple:
mode d'exploitation ou de survie, etc.) et à un certain nombre de niveaux d'alerte différents. Toutes
les restrictions exigées sur le mode d'exploitation doivent être incluses dans le document ASOG. Voir
également l'ISO 19901-7:2013, Article 6, pour une discussion complémentaire pouvant être applicable
aux situations soumises à l'évaluation.
S'il est prévu que le déploiement soit d'une durée limitée, les données (saisonnières) applicables peuvent
être utilisées pour les mois considérés, y compris des valeurs de contingence adéquates.
5.5.2 Opérations en zones arctiques et glace
Pour les unités mobiles flottantes en mer, postées ou exploitées dans des régions arctiques ou froides,
les exigences spécifiques aux unités mobiles de l'ISO 19906:2019, Articles 13 et 17, doivent s'appliquer
sous réserve des exigences suivantes:
a. Le système de maintien en position des unités postées ou exploitées dans des régions a
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