この規格 プレビューページの目次
※一部、英文及び仏文を自動翻訳した日本語訳を使用しています。
3 用語と定義
このドキュメントでは、次の用語と定義が適用されます。
ISO および IEC は、次のアドレスで標準化に使用する用語データベースを維持しています。
3.1
軸容量
土の破壊なしに垂直方向の動作に抵抗する導体の能力
注記 1:導体の軸容量は、土壌の乱れと回復により、時間の経過とともに変化する可能性があります。
3.2
導体
海底（3.11） に設置された管状パイプで、 表面ケーシング（3.13） を設置するための初期の安定した構造基盤を提供し、内部の坑井ストリングを気象海の活動から保護します。
3.3
コンダクターシュー
上端が導体全体に接続され、下端が貫通を補助する内部面取りを有する短い導体ジョイント。
3.4
設計状況
特定の時間間隔中の実際の状態を表すアクションのセットおよびアクションの組み合わせで、関連する限界状態を超えていないことを設計が実証するもの。
3.5
穴あけとセメンチング
ボアホールを掘削し，コンダクタをボアホール内に降ろし，セメントスラリーを環状部に配置する コンダクタの設置方法（3.2） 。
3.6
運転中
容器またはリグを使用して導体を所定の位置に打ち込む、 導体(3.2) の取り付け方法。
3.7
実効重量
海水または掘削液中の重量
3.8
噴射
坑底アセンブリと導体を組み合わせた 導体の設置方法（3.2） 、ボアホールを水力で洗浄し、同時に導体を穴に降ろす
3.9
メトオーシャンアクション
導体に対する風、波、および電流の影響 (3.2)
注記 1:これらの影響の決定には、潮汐、高潮、渦による振動、および関連するプロセスの影響が含まれる場合があります。
3.10
海底
海と 海底（3.11） の間の境界面。すべての非固結物質の上面を指す。
[出典:ISO 19901-1:2015, 3.30]
3.11
海底
砂、シルト、粘土などの土壌、セメント材料、または岩石のいずれかであるかどうかにかかわらず、構造物が設置されている海面下の材料
注記1海底は，海底下の半空間とみなすことができる (3.10) 。
[出典:ISO 29400:2020, 3.128]
3.12
設定深さ
深さの基準点、通常は 海底（3.10） または海面と 導体シュー（3.3） との間の距離。
注記 1:表面ケーシングの穴あけおよび接着中に導体シューで適切な軸方向容量および形成の完全性を提供するために、最小の設定深さが必要です。
3.13
表面ケーシング
坑口及び噴出防止装置と共に圧力を封じ込め，弱い地層を保護するために， コンダクタ（3.2） の内側を走るケーシング。
3.14
非排水せん断強度
非排水条件での降伏時または指定された最大ひずみにおける最大せん断応力
参考文献
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| [3] | API RP 2GEO, 地盤工学および基礎設計の考慮事項 |
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| [25] | ISO 19901-1, 石油および天然ガス産業 — 海洋構造物の特定要件 — 1: Metocean の設計と運用上の考慮事項 |
| [26] | ISO 19901-2, 石油および天然ガス産業 — 海洋構造物の特定要件 — 2：耐震設計の手順と基準 |
| [27] | ISO 19901-5, 石油および天然ガス産業 — 海洋構造物の特定要件 — 5：体重管理 |
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:
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]
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
Bibliography
| [1] | ISO 19903, Petroleum and natural gas industries — Concrete offshore structures |
| [2] | ISO 19905-1, Petroleum and natural gas industries — Site-specific assessment of mobile offshore units — 1: Jack-ups |
| [3] | API RP 2GEO, Geotechnical and Foundation Design Considerations |
| [4] | API RP 2A-WSD, Planning, Designing, and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress Design |
| [5] | DNVGL-RP-C203, Fatigue design of offshore steel structures |
| [6] | Hobbs R., Senner D.W.F., Safety implications for offshore foundations of conductor and shallow well drilling, Proc. Offshore Site Investigation and Foundation Behaviour, London, UK, paper SUT-OSIFB-98-493, Sept. 1998 |
| [7] | Guidelines for the Analysis of Jack-up and Fixed Platform Well Conductor Systems, The institute of Petroleum, London, U.K., 2001 |
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| [9] | Lang G.A.Jr., Wood B.J., Structural Design, Fabrication, and Installation of Offshore Conductor Pipe, Proc. Offshore Technology Conf., Houston, Texas, paper OTC 7453, May 1994 |
| [10] | Wright N.D., Hydraulic Fracture Tests in Heavily Over consolidated Clay to Determine Conductor Setting Depths. Int. J. Offshore Polar Eng. 2 (04), 1992 |
| [11] | Aldridge T.R., and Haland. G., Assessment of Conductor Setting Depth, Proc. Offshore Technology Conf., Houston, Texas, paper OTC 6713, May 1991 |
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| [16] | Jeanjean P., Innovation Design Method for Deepwater Surface Casing, Proc. Soc. Petroleum Eng. Tech. Conf., paper SPE 77537, San Antonio, Oct. 2002 |
| [17] | Evans T., Feyereisen S., Rheaume G., Axial Capacities of Jetted Well Conductors In Angola, Proc. Intl. Conf. on Offshore Site Investigation and Geotechnics, SUT OSIG, London, U.K., Nov. 2002 |
| [18] | Zakeri A., Liedtke E., Clukey E.C., Jeanjean P., Long-term capacity of deepwater jetted piles. Géotechnique 64, No. 00, 1-15, 2014 |
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| [20] | Jin Y., Liu S.J., Jianliang Z., Pingshuang W., Tang H., Junfeng L. et al., Research of Conductor Setting Depth Using Jetting in the Surface of Deep-water, Proc. CPS/SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition, paper SPE 130523, Beijing, China, June 2010 |
| [21] | Changbin K. et al., Field experimental investigation of bit stick-out for different soil strengths during deepwater conductor injection. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2018, 169 pp. 825-836 |
| [22] | Bo Zh., Jin Y., Zhengli L. et al., Model and experimental study on jetting flow rate for installing surface conductor in deep-water. Applied Ocean Research. 2016, 60 pp. 155-163 |
| [23] | API RP 16Q, Design, Selection, Operation, and Maintenance of Marine Drilling Riser Systems |
| [24] | ISO 29400:2020, Ships and marine technology — Offshore wind energy — Port and marine operations |
| [25] | ISO 19901-1, Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — 1: Metocean design and operating considerations |
| [26] | ISO 19901-2, Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — 2: Seismic design procedures and criteria |
| [27] | ISO 19901-5, Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — 5: Weight management |