ISO 3421:2022
(Main)Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Offshore conductor design, setting depth and installation
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Offshore conductor design, setting depth and installation
This document specifies the requirements and recommendations for the design, setting depth and installation of conductors for the offshore petroleum and natural gas industries. This document specifically addresses: — design of the conductor, i.e. determination of the diameter, wall thickness, and steel grade; — determination of the setting depth for three installation methods, namely, driving, drilling and cementing, and jetting; — requirements for the three installation methods, including applicability, procedures, and documentation and quality control. This document is applicable to: — platform conductors: installed through a guide hole in the platform drill floor and then through guides attached to the jacket at intervals through the water column to support the conductor, withstand actions, and prevent excessive displacements; — jack-up supported conductors: a temporary conductor used only during drilling operations, which is installed by a jack-up drilling rig. In some cases, the conductor is tensioned by tensioners attached to the drilling rig; — free-standing conductors: a self-supporting conductor in cantilever mode installed in shallow water, typically water depths of about 10 m to 20 m. It provides sole support for the well and sometimes supports a small access deck and boat landing; — subsea wellhead conductors: a fully submerged conductor extending only a few metres above the sea floor to which a BOP and drilling riser are attached. The drilling riser is connected to a floating drilling rig. The BOP, riser and rig are subject to wave and current actions while the riser can also be subject to VIV. This document is not applicable to the design of drilling risers.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipements de forage et de production — Conception des tubes conducteurs en mer, profondeur de mise en place et installation
Le présent document spécifie les exigences et les recommandations relatives à la conception, la profondeur de mise en place et l'installation des tubes conducteurs destinés aux industries du pétrole et du gaz naturel en mer. Le présent document couvre plus particulièrement les aspects suivants: — conception du tube conducteur, c'est-à-dire détermination du diamètre, de l'épaisseur de paroi et de la nuance d'acier; — détermination de la profondeur de mise en place pour trois méthodes d'installation, à savoir battage, forage et cimentation, et injection; — exigences pour les trois méthodes d'installation, notamment l'applicabilité, les modes opératoires, la documentation et le contrôle qualité. Le présent document est applicable: — aux tubes conducteurs de plate-forme: installés à travers un trou de guidage dans le plancher de forage de la plate-forme, puis à travers les guides fixés à la jacket par intervalles à travers la colonne d'eau pour soutenir le tube conducteur, supporter les actions et empêcher les déplacements excessifs; — aux tubes conducteurs soutenus par une plate-forme auto-élévatrice: un tube conducteur temporaire utilisé uniquement lors des opérations de forage, qui est installé par une plate-forme de forage auto-élévatrice. Dans certains cas, le tube conducteur est mis en tension par des dispositifs de mise en tension fixés à l'appareil de forage; — aux tubes conducteurs auto-porteurs: un tube conducteur autoportant en porte-à-faux installé dans des eaux peu profondes, habituellement des profondeurs d'eau d'environ 10 m à 20 m. Il fournit le seul soutien au puits et soutient parfois un petit pont d'accès et débarcadère; — aux tubes conducteurs de tête de puits sous-marins: un tube conducteur entièrement immergé s'étendant seulement de quelques mètres au-dessus du fond marin et auquel sont fixés un BOP et un riser de forage. Le riser de forage est relié à un appareil de forage flottant. Le BOP, le riser et l'appareil de forage sont soumis aux actions des vagues et des courants, tandis que le tube prolongateur peut également être soumis aux VIV. Le présent document n'est pas applicable à la conception des risers de forage.
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INTERNATIONAL ISO
STANDARD 3421
First edition
2022-06
Petroleum and natural gas
industries — Drilling and production
equipment — Offshore conductor
design, setting depth and installation
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipements de forage
et de production — Conception des tubes conducteurs en mer,
profondeur de mise en place et installation
Reference number
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Published in Switzerland
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ISO 3421:2022(E)
Contents Page
Foreword .v
Introduction . vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 2
4 Symbols and abbreviated terms.3
4.1 Symbols . 3
4.1.1 Symbols for conductor design . 3
4.1.2 Symbols for setting depth . 5
4.2 Abbreviated terms . 7
5 General requirements . 7
5.1 General . 7
5.2 Limit states for conductor design . 7
5.3 Setting depth requirements. 8
5.4 Installation requirements . 8
5.5 Design situations . 8
6 Design parameters .8
6.1 General . 8
6.2 Metocean parameters . 8
6.3 Ice parameters . 9
6.4 Seismic parameters . 9
6.5 Soil parameters . 9
6.6 Engineering design parameters . 9
6.6.1 Platform parameters . 9
6.6.2 Well operations parameters . . 10
7 Conductor design .11
7.1 General . 11
7.2 Actions . 11
7.2.1 General . 11
7.2.2 Permanent actions (G) . 11
7.2.3 Variable actions (Q) .12
7.2.4 Deformation actions (D) .12
7.2.5 Accidental actions (A) .12
7.2.6 Environmental actions .12
7.3 Partial factors for actions . 13
7.4 Boundary restraints . 14
7.4.1 General . 14
7.4.2 Platform conductors . . 14
7.4.3 Jack-up supported conductors . . 15
7.4.4 Free-standing conductors . 15
7.4.5 Subsea wellhead conductors . 15
7.5 Strength and stability checks . 15
7.5.1 General .15
7.5.2 Design method.15
7.5.3 Axial compression .15
7.5.4 Bending . 17
7.5.5 Shear. 18
7.5.6 Combined stress. 18
7.6 Fatigue . 19
8 Setting depth .20
8.1 General . 20
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ISO 3421:2022(E)
8.2 Setting depth for fluid circulation channel . 20
8.3 Setting depth for wellbore structural foundation . 21
8.3.1 General . 21
8.3.2 Installation by driving, drilling and cementing. 21
8.3.3 Installation by jetting . 24
9 Installation .26
9.1 General . 26
9.2 Driving . 26
9.2.1 Applicability .26
9.2.2 Driveability analysis .26
9.2.3 Installation procedures . 26
9.2.4 Pile group conductor driving sequence . 27
9.2.5 Data documentation . 27
9.2.6 Quality . 27
9.3 Drilling and cementing .28
9.3.1 Applicability .28
9.3.2 Size match of bit and conductor .28
9.3.3 Wait on cement.28
9.3.4 Quality .28
9.4 Jetting .28
9.4.1 Applicability .28
9.4.2 Size match of bit and conductor .28
9.4.3 Jetting bottom hole assembly .29
9.4.4 Jetting procedure .29
9.4.5 Jetting operating parameters .29
9.4.6 Data recording .29
9.4.7 Quality . 30
Annex A (informative) Additional information and guidelines .31
Bibliography .35
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ISO 3421:2022(E)
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 4, Drilling
and production equipment, in collaboration with the European Committee for Standardization
(CEN) Technical Committee CEN/TC 12, Materials, equipment and offshore structures for petroleum,
petrochemical and natural gas industries, in accordance with the Agreement on technical cooperation
between ISO and CEN (Vienna Agreement).
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.
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ISO 3421:2022(E)
Introduction
This document provides requirements and guidance on the design, setting depth, and installation of
offshore conductors used by the petroleum and natural gas industries worldwide. Sound engineering
judgment is necessary in the use of this document.
Conductor design addresses actions and action combinations, strength and stability checks, and fatigue
checks. Setting depth provides calculation methodologies for different installation methods. Installation
identifies relevant methods and their applicability together with corresponding procedures as well as
documentation and quality control requirements.
Some background to and guidelines on the use of this document is provided in Annex A.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 3421:2022(E)
Petroleum and natural gas industries — Drilling and
production equipment — Offshore conductor design,
setting depth and installation
1 Scope
This document specifies the requirements and recommendations for the design, setting depth and
installation of conductors for the offshore petroleum and natural gas industries. This document
specifically addresses:
— design of the conductor, i.e. determination of the diameter, wall thickness, and steel grade;
— determination of the setting depth for three installation methods, namely, driving, drilling and
cementing, and jetting;
— requirements for the three installation methods, including applicability, procedures, and
documentation and quality control.
This document is applicable to:
— platform conductors: installed through a guide hole in the platform drill floor and then through
guides attached to the jacket at intervals through the water column to support the conductor,
withstand actions, and prevent excessive displacements;
— jack-up supported conductors: a temporary conductor used only during drilling operations, which
is installed by a jack-up drilling rig. In some cases, the conductor is tensioned by tensioners attached
to the drilling rig;
— free-standing conductors: a self-supporting conductor in cantilever mode installed in shallow water,
typically water depths of about 10 m to 20 m. It provides sole support for the well and sometimes
supports a small access deck and boat landing;
— subsea wellhead conductors: a fully submerged conductor extending only a few metres above the
sea floor to which a BOP and drilling riser are attached. The drilling riser is connected to a floating
drilling rig. The BOP, riser and rig are subject to wave and current actions while the riser can also
be subject to VIV.
This document is not applicable to the design of drilling risers.
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 19900, Petroleum and natural gas industries — General requirements for offshore structures
ISO 19901-4, Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures —
Part 4: Geotechnical and foundation design considerations
ISO 19901-8, Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures —
Part 8: Marine soil investigations
ISO 19902, Petroleum and natural gas industries — Fixed steel offshore structures
ISO 19906, Petroleum and natural gas industries — Arctic offshore structures
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ISO 3421:2022(E)
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/
3.1
axial capacity
ability of conductor to resist vertical actions without soil failure
Note 1 to entry: The axial capacity of a conductor can change with time due to the soil disturbance and recovery.
3.2
conductor
tubular pipe set into the seabed (3.11) to provide the initial stable structural foundation for setting the
surface casing (3.13) and protecting the internal well string from metocean actions
3.3
conductor shoe
short conductor joint whose upper end is connected to a whole conductor while its lower end has an
internal chamfer to assist penetration
3.4
design situation
set of actions and combination of actions representing real conditions during a certain time interval, for
which the design demonstrates that relevant limit states are not exceeded
3.5
drilling and cementing
method for installing a conductor (3.2) where a borehole is drilled, the conductor is lowered into the
borehole and cement slurry placed in the annulus
3.6
driving
method for installing a conductor (3.2) where a vessel or rig is used to hammer the conductor into place
3.7
effective weight
weight in sea water or drilling fluid
3.8
jetting
method for installing a conductor (3.2) where the bottom hole assembly and conductor are combined,
the borehole is washed by hydraulic force and the conductor simultaneously lowered into the hole
3.9
metocean action
effect of wind, wave and current on a conductor (3.2)
Note 1 to entry: The determination of these effects can include the influence of tide, surge, vortex induced
vibrations and related processes.
3.10
sea floor
interface between the sea and the seabed (3.11) referring to the upper surface of all unconsolidated
material
[SOURCE: ISO 19901-1:2015, 3.30]
2
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ISO 3421:2022(E)
3.11
seabed
materials below the sea in which the structure is founded, whether of soils such as sand, silt or clay,
cemented material or of rock
Note 1 to entry: The seabed can be considered as the half-space below the sea floor (3.10).
[SOURCE: ISO 29400:2020, 3.128]
3.12
setting depth
distance between the depth reference point, usually the sea floor (3.10) or sea level, and the conductor
shoe (3.3)
Note 1 to entry: A minimum setting depth is required to provide adequate axial capacity and formation integrity
at the conductor shoe during surface casing drilling and cementing.
3.13
surface casing
casing that is run inside the conductor (3.2) to contain pressure in conjunction with the wellhead and
blow-out preventer and to protect weak formations
3.14
undrained shear strength
maximum shear stress at yielding or at a specified maximum strain in an undrained condition
4 Symbols and abbreviated terms
4.1 Symbols
4.1.1 Symbols for conductor design
A accidental actions
A cross-sectional area
cs
C moment reduction factor
m
D
deformation actions
D outer diameter
od
D Palmgren-Miner's sum or damage ratio during a certain time interval
R
E
Young’s modulus of elasticity
E extreme quasi-static metocean actions due to wind, wave and current
e
E
metocean actions due to owner-specified operating wind, wave and current parameters
o
F design value of action
d
f representative bending strength
b
f representative axial compressive strength
c
f Euler buckling strength
e
f representative shear strength
v
3
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ISO 3421:2022(E)
f representative yield strength
y
G
permanent actions
I
moment of inertia of conductor cross-section
K effective length factor
K local experience factor
LE
L
unbraced length
L calculated fatigue life
f
maximum bending moment on cross-section due to environmental actions and defor-
M
E
mation actions
maximum bending moment on cross-section due to eccentricities of inner strings not
M
I
being centralized
N number of cycles to failure under constant amplitude stress range
i
n number of cycles of stress range
i
Q
variable actions
r
conductor radius of gyration
T time period over which Palmgren-Miner’s sum is determined
t
wall thickness
U utilization of conductor
m
V shear due to factored actions
Z elastic section modulus
e
Z plastic section modulus
p
γ partial action factor for extreme metocean action
f,E
partial action factors applied to the total quasi-static metocean actions plus equivalent
quasi-static action representing dynamic response for operating and extreme metocean
γγ,
f,Ef,E
Oe
conditions, respectively, and for which different values can be applicable for different
design situations
γ fatigue damage design factor
FD
partial action factors for the various permanent, variable, deformation and accidental
γγ,,γγ,
GQ DA
actions
γ partial resistance factor for bending strength
R,b
γ partial resistance factor for axial compressive strength
R,c
γ partial resistance factor for shear strength
R,v
λ
column slenderness parameter
σ bending stress due to forces from factored actions
b
4
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ISO 3421:2022(E)
axial compressive stress due to forces from factored external axial actions of wellhead,
σ
ce
BOP, christmas tree, emergency equipment and Workover equipment
axial compressive stress due to forces from factored internal axial actions of inner cas-
σ
ci
ings and tubing
τ
maximum shear stress due to forces from factored actions
b
4.1.2 Symbols for setting depth
A side surface area
s
D outer diameter
od
ρ fluid density
fluid
FF, partial safety factors
ss1 2
F axial force applied to the conductor during the BOP installation stage
xBOP
F axial force applied to the conductor in the extreme design situation
xcap
F axial force in conductor
xial
F axial force applied to the conductor during the subsequent casings installation stage
xsc
F axial force applied to the conductor during the surface casing installation stage
xsur
F axial force applied to the conductor during the christmas tree and tubing installation stage
xXt
fz unit skin friction
()
g
acceleration due to gravity
H jetted conductor setting depth in the seabed
h minimum setting depth of the conductor
min
K axial stiffness of the conductor
con
K coefficient of lateral earth pressure
0
K axial stiffness of the coupled foundation composed of the surface casing and the conductor
cs
K axial stiffness of the wellbore coupled system composed of all casings and the conductor
sys
L length of conductor above the sea floor
a
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 3421
Première édition
2022-06
Industries du pétrole et du gaz
naturel — Équipements de forage et
de production — Conception des tubes
conducteurs en mer, profondeur de
mise en place et installation
Petroleum and natural gas industries — Drilling and production
equipment — Offshore conductor design, setting depth and
installation
Numéro de référence
ISO 3421:2022(F)
© ISO 2022
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ISO 3421:2022(F)
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2022
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publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
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.
ISO copyright office
Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: +41 22 749 01 11
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Web: www.iso.org
Publié en Suisse
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ISO 3421:2022(F)
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction . vi
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives .1
3 Termes et définitions . 2
4 Symboles et termes abrégés .3
4.1 Symboles . 3
4.1.1 Symboles pour la conception des tubes conducteurs . 3
4.1.2 Symboles pour la profondeur de mise en place . 5
4.2 Termes abrégés . 7
5 Exigences générales . .8
5.1 Généralités . 8
5.2 États limites pour la conception du tube conducteur . 8
5.3 Exigences de profondeur de mise en place . 8
5.4 Exigences d'installation . . 8
5.5 Situations conceptuelles . 9
6 Paramètres de conception . 9
6.1 Généralités . 9
6.2 Paramètres océano-météorologiques . 9
6.3 Paramètres de glace . 10
6.4 Paramètres sismiques . 10
6.5 Paramètres du sol . 10
6.6 Paramètres de conception technique . 10
6.6.1 Paramètres de plate-forme . 10
6.6.2 Paramètres opérationnels du puits . 10
7 Conception du tube conducteur .12
7.1 Généralités .12
7.2 Actions . 12
7.2.1 Généralités .12
7.2.2 Actions permanentes (G) .12
7.2.3 Actions variables (Q) . 13
7.2.4 Actions de déformation (D) . 13
7.2.5 Actions accidentelles (A) . 13
7.2.6 Actions dues à l'environnement . 13
7.3 Coefficients partiels applicables aux actions . 14
7.4 Dispositifs de retenue limites .15
7.4.1 Généralités .15
7.4.2 Tubes conducteurs de plate-forme . 15
7.4.3 Tubes conducteurs soutenus par une plate-forme auto-élévatrice . 16
7.4.4 Tubes conducteurs auto-porteurs . 16
7.4.5 Tubes conducteurs de tête de puits sous-marins . 16
7.5 Contrôles de résistance et de stabilité . 16
7.5.1 Généralités . 16
7.5.2 Méthode de conception . 16
7.5.3 Compression axiale . 17
7.5.4 Flexion . 18
7.5.5 Cisaillement . 19
7.5.6 Contrainte combinée. 20
7.6 Fatigue . 20
8 Profondeur de mise en place .21
8.1 Généralités . 21
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ISO 3421:2022(F)
8.2 Profondeur de mise en place pour le chenal de circulation des fluides . 21
8.3 Profondeur de mise en place pour la fondation structurelle du puits .22
8.3.1 Généralités .22
8.3.2 Installation par battage, forage et cimentation .22
8.3.3 Installation par injection . 26
9 Installation .28
9.1 Généralités .28
9.2 Battage .28
9.2.1 Applicabilité .28
9.2.2 Analyse d'aptitude au battage .28
9.2.3 Méthodes d'installation . .28
9.2.4 Séquence de battage du tube conducteur par un groupe de piles .29
9.2.5 Documentation des données . .29
9.2.6 Qualité . . 30
9.3 Forage et cimentation . 30
9.3.1 Applicabilité .30
9.3.2 Correspondance de taille du trépan et du tube conducteur .30
9.3.3 Temps d'attente du ciment .30
9.3.4 Qualité . . 30
9.4 Injection . 30
9.4.1 Applicabilité .30
9.4.2 Correspondance de taille du trépan et du tube conducteur . 31
9.4.3 Assemblage de fond de forage d'injection . 31
9.4.4 Procédure d'injection . 31
9.4.5 Paramètres opérationnels d'injection . 31
9.4.6 Enregistrement des données . 32
9.4.7 Qualité . . 33
Annexe A (informative) Informations et lignes directrices supplémentaires .34
Bibliographie .39
iv
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ISO 3421:2022(F)
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 4, Équipement de
forage et de production, en collaboration avec le comité technique CEN/TC 12, Matériel, équipement et
structures en mer pour les industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel, du Comité européen
de normalisation (CEN) conformément à l’Accord de coopération technique entre l’ISO et le CEN (Accord
de Vienne).
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l’adresse www.iso.org/fr/members.html.
v
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ISO 3421:2022(F)
Introduction
Le présent document fournit des exigences et des recommandations relatives à la conception, la
profondeur de mise en place et l'installation des tubes conducteurs en mer utilisés par les industries du
pétrole et du gaz naturel dans le monde entier. L'utilisation du présent document nécessite une bonne
appréciation en matière d'ingénierie.
La conception des tubes conducteurs traite des actions et des combinaisons d'actions, des contrôles
de résistance et de stabilité, et des contrôles de fatigue. La profondeur de mise en place fournit des
méthodes de calcul pour différentes méthodes d'installation. L'installation identifie les méthodes
pertinentes et leur applicabilité, les modes opératoires correspondants ainsi que les exigences en
matière de documentation et de contrôle qualité.
L'Annexe A fournit un contexte et des lignes directrices concernant l'utilisation du présent document.
vi
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NORME INTERNATIONALE ISO 3421:2022(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipements
de forage et de production — Conception des tubes
conducteurs en mer, profondeur de mise en place et
installation
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie les exigences et les recommandations relatives à la conception, la
profondeur de mise en place et l'installation des tubes conducteurs destinés aux industries du pétrole
et du gaz naturel en mer. Le présent document couvre plus particulièrement les aspects suivants:
— conception du tube conducteur, c'est-à-dire détermination du diamètre, de l'épaisseur de paroi et de
la nuance d'acier;
— détermination de la profondeur de mise en place pour trois méthodes d'installation, à savoir battage,
forage et cimentation, et injection;
— exigences pour les trois méthodes d'installation, notamment l'applicabilité, les modes opératoires,
la documentation et le contrôle qualité.
Le présent document est applicable:
— aux tubes conducteurs de plate-forme: installés à travers un trou de guidage dans le plancher
de forage de la plate-forme, puis à travers les guides fixés à la jacket par intervalles à travers la
colonne d'eau pour soutenir le tube conducteur, supporter les actions et empêcher les déplacements
excessifs;
— aux tubes conducteurs soutenus par une plate-forme auto-élévatrice: un tube conducteur temporaire
utilisé uniquement lors des opérations de forage, qui est installé par une plate-forme de forage auto-
élévatrice. Dans certains cas, le tube conducteur est mis en tension par des dispositifs de mise en
tension fixés à l'appareil de forage;
— aux tubes conducteurs auto-porteurs: un tube conducteur autoportant en porte-à-faux installé dans
des eaux peu profondes, habituellement des profondeurs d'eau d'environ 10 m à 20 m. Il fournit le
seul soutien au puits et soutient parfois un petit pont d'accès et débarcadère;
— aux tubes conducteurs de tête de puits sous-marins: un tube conducteur entièrement immergé
s'étendant seulement de quelques mètres au-dessus du fond marin et auquel sont fixés un BOP et un
riser de forage. Le riser de forage est relié à un appareil de forage flottant. Le BOP, le riser et l'appareil
de forage sont soumis aux actions des vagues et des courants, tandis que le tube prolongateur peut
également être soumis aux VIV.
Le présent document n'est pas applicable à la conception des risers de forage.
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 19900, Industries du pétrole et du gaz naturel — Exigences générales relatives aux structures en mer
1
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ISO 3421:2022(F)
ISO 19901-4, Industries du pétrole et du gaz naturel — Exigences spécifiques relatives aux structures en
mer — Partie 4: Bases conceptuelles des fondations
ISO 19901-8, Industries du pétrole et du gaz naturel — Exigences spécifiques relatives aux structures en
mer — Partie 8: Investigations des sols en mer
ISO 19902, Industries du pétrole et du gaz naturel — Structures en mer fixes en acier
ISO 19906, Industries du pétrole et du gaz naturel — Structures arctiques en mer
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse https:// www .electropedia .org/
3.1
capacité axiale
capacité d'un tube conducteur à résister aux actions verticales sans défaillance du sol
Note 1 à l'article: La capacité axiale d'un tube conducteur peut varier dans le temps en raison de la perturbation
du sol et de la récupération.
3.2
tube conducteur
canalisation tubulaire installée dans le sous-sol marin (3.11) pour assurer une fondation structurelle
initiale stable, afin d'installer l'enveloppe de surface (3.13) et de protéger la ligne interne du puits des
actions océano-météorologiques
3.3
sabot de tube conducteur
joint de tube conducteur court dont l'extrémité supérieure est reliée à un tube conducteur entier tandis
que l'extrémité inférieure dispose d'un biseau interne pour permettre la pénétration
3.4
situation conceptuelle
ensemble d'actions et combinaison d'actions représentant les données physiques réelles d'une situation
donnée pendant un certain intervalle de temps, pour lequel le concept apporte la preuve que les états
limites retenus ne sont pas dépassés
3.5
forage et cimentation
méthode d'installation d'un tube conducteur (3.2) impliquant un sondage, la pose du tube conducteur
dans le carottage et le remplissage de l'espace annulaire par un coulis de ciment
3.6
battage
méthode d'installation d'un tube conducteur (3.2) utilisant un navire ou un appareil de forage pour
mettre en place le tube conducteur par martelage
3.7
poids effectif
poids dans l'eau de mer ou le fluide de forage
2
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ISO 3421:2022(F)
3.8
injection
méthode d'installation d'un tube conducteur (3.2) selon laquelle l'assemblage de fond de forage et le
tube conducteur sont combinés, le sondage est lavé par la force hydraulique et le tube conducteur est
simultanément introduit dans le trou
3.9
action océano-météorologique
effet du vent, des vagues et du courant sur un tube conducteur (3.2)
Note 1 à l'article: La détermination de ces effets peut comprendre l'influence de la marée, de la houle, des
vibrations induites par des vortex et des processus associés.
3.10
fond marin
interface entre la mer et le sous-sol marin (3.11) se référant à la surface supérieure de tous les matériaux
meubles
[SOURCE: ISO 19901-1:2015, 3.30, modifié]
3.11
sous-sol marin
matériaux sous-marins dans lesquels reposent les fondations de la structure (sols de type sable, limon
ou argile, matériau aggloméré ou roche)
Note 1 à l'article: On peut considérer que le sous-sol marin représente la moitié de l'espace sous le fond marin
(3.10).
[SOURCE: ISO 29400:2020, 3.128]
3.12
profondeur de mise en place
distance entre le point de référence de profondeur, habituellement le fond marin (3.10) ou le niveau de la
mer, et le sabot de tube conducteur (3.3)
Note 1 à l'article: Une profondeur de mise en place minimale est nécessaire pour assurer une capacité axiale
adéquate et l'intégrité de la formation au niveau du sabot du tube conducteur pendant le forage et la cimentation
de l'enveloppe de surface.
3.13
enveloppe de surface
enveloppe à l'intérieur du tube conducteur (3.2) permettant de contenir la pression conjointement avec
la tête de puits et le bloc d'obturation de puits, et de protéger les formations fragiles
3.14
résistance au cisaillement en état non drainé
contrainte maximale de cisaillement au seuil de plasticité ou à une déformation maximale spécifiée en
condition non drainée
4 Symboles et termes abrégés
4.1 Symboles
4.1.1 Symboles pour la conception des tubes conducteurs
A actions accidentelles
A aire de la section droite
cs
3
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ISO 3421:2022(F)
C coefficient de réduction de moment
m
D
actions de déformation
D diamètre extérieur
od
rapport de somme ou d'endommagement de Palmgren-Miner pendant un intervalle de
D
R
temps donné
E
module d'élasticité de Young
actions océano-météorologiques quasi-statiques extrêmes dues au vent, aux vagues et
E
e
au courant
actions océano-météorologiques dues aux paramètres de vent, de vagues et de courant
E
o
en exploitation spécifiés par le propriétaire
F valeur de conception de l'action
d
f résistance à la flexion représentative
b
f résistance à la compression axiale représentative
c
f résistance au flambage d'Euler
e
f résistance au cisaillement représentative
v
f limite d'élasticité représentative
y
G actions permanentes
I
moment d'inertie de la section transversale du tube conducteur
K facteur de longueur effective
K coefficient local empirique
LE
L
longueur sans entretoise
L longévité de la fatigue calculée
f
moment de flexion maximal sur la section transversale dû aux actions dues à l'envi-
M
E
ronnement et aux actions de déformation
moment de flexion maximal sur la section transversale dû aux excentricités des
M
I
colonnes internes qui ne sont pas centrées
nombre de cycles jusqu'à la rupture pour une plage de contraintes d'amplitude
N
i
constante
n nombre de cycles de la plage de contraintes
i
Q
actions variables
r
rayon de giration du tube conducteur
T intervalle de temps pour lequel la somme de Palmgren-Miner est déterminée
t
épaisseur de paroi
U utilisation du tube conducteur
m
4
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ISO 3421:2022(F)
V cisaillement dû à des actions auxquelles sont appliqués des coefficients
Z
module de section élastique
e
Z module de section plastique
p
γ coefficient d'action partiel pour l'action océano-météorologique extrême
f,E
coefficients d'actions partiels appliqués aux actions océano-météorologiques qua-
si-statiques totales plus l'action quasi-statique équivalente représentant la réponse
γγ, dynamique pour les conditions océano-météorologiques en exploitation et extrêmes,
f,Ef,E
Oe
respectivement, et pour lesquels différentes valeurs peuvent être applicables pour
différentes situations conceptuelles
γ coefficient de conception relatif au d
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.