ISO 21457:2010
(Main)Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials selection and corrosion control for oil and gas production systems
Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials selection and corrosion control for oil and gas production systems
ISO 21457:2010 identifies the corrosion mechanisms and parameters for evaluation when performing selection of materials for pipelines, piping and equipment related to transport and processing of hydrocarbon production, including utility and injection systems. This includes all equipment from and including the well head, to and including pipelines for stabilized products. ISO 21457:2010 is not applicable to downhole components. Guidance is given for the following: corrosion evaluations; materials selection for specific applications, or systems, or both; performance limitations for specific materials; corrosion control. ISO 21457:2010 refers to materials that are generally available, with properties that are known and documented. It also allows other materials to be evaluated and qualified for use. ISO 21457:2010 does not provide detailed material requirements or guidelines for manufacturing and testing of equipment. Such information can be found in particular product and manufacturing standards.
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Choix des matériaux et contrôle de la corrosion pour les systèmes de production de pétrole et de gaz
L'ISO 21457:2010 identifie les mécanismes et paramètres de corrosion à prendre en compte pour l'évaluation au moment de la sélection des matériaux pour les conduites, tuyauteries et équipements relatifs au transport et au traitement de la production d'hydrocarbures, y compris les systèmes auxiliaires et les systèmes d'injection. Sont également compris tous les équipements allant de la tête du puits, incluse, aux conduites, inclus, pour les produits stabilisés. L'ISO 21457:2010 ne s'applique pas aux composants de fond. Des lignes directrices sont fournies pour l'évaluation de la corrosion, la sélection des matériaux pour des applications et/ou des systèmes spécifiques, les limitations de performance pour des matériaux spécifiques, le contrôle de la corrosion. L'ISO 21457:2010 se réfère à des matériaux habituellement présents sur le marché, dotés de propriétés connues et documentées. Elle autorise également l'évaluation d'autres matériaux pour les qualifier à des fins d'utilisation. L'ISO 21457:2010 ne fournit ni exigence ni ligne directrice détaillée relative à des matériaux utilisés dans la fabrication et les essais des équipements. Ce type d'information peut être trouvé dans les normes relatives à un produit en particulier ainsi que dans les normes de fabrication.
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 21457
First edition
2010-09-01
Petroleum, petrochemical and natural gas
industries — Materials selection and
corrosion control for oil and gas
production systems
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Choix des
matériaux et contrôle de la corrosion pour les systèmes de production
de pétrole et de gaz
Reference number
©
ISO 2010
PDF disclaimer
This PDF file may contain embedded typefaces. In accordance with Adobe's licensing policy, this file may be printed or viewed but
shall not be edited unless the typefaces which are embedded are licensed to and installed on the computer performing the editing. In
downloading this file, parties accept therein the responsibility of not infringing Adobe's licensing policy. The ISO Central Secretariat
accepts no liability in this area.
Adobe is a trademark of Adobe Systems Incorporated.
Details of the software products used to create this PDF file can be found in the General Info relative to the file; the PDF-creation
parameters were optimized for printing. Every care has been taken to ensure that the file is suitable for use by ISO member bodies. In
the unlikely event that a problem relating to it is found, please inform the Central Secretariat at the address given below.
© ISO 2010
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced or utilized in any form or by any means,
electronic or mechanical, including photocopying and microfilm, without permission in writing from either ISO at the address below or
ISO's member body in the country of the requester.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2010 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .iv
Introduction.v
1 Scope.1
2 Normative references.1
3 Terms, definitions and abbreviated terms.2
3.1 Terms and definitions .2
3.2 Abbreviated terms .5
4 Design information for materials selection .6
5 Materials selection report.7
6 General guidelines for corrosion evaluations and materials selection.7
6.1 General .7
6.2 Internal corrosion in oil and gas production and processing .8
6.3 Internal corrosion in injection systems .12
6.4 Internal corrosion in utility systems.12
6.5 Sand erosion.13
6.6 External corrosion.13
6.7 Polymeric materials.15
6.8 Glass-fibre-reinforced plastic .15
6.9 Mechanical properties and material usage limitations.15
7 Materials selection for specific applications and systems.16
7.1 General .16
7.2 Oil and gas production and processing systems .17
7.3 Injection systems .19
7.4 Utility systems .20
7.5 Pipelines and flowlines.24
8 Corrosion control .25
8.1 Chemical treatment .25
8.2 Internal corrosion allowance.26
8.3 Selection of internal and external coatings.27
8.4 External splash zone protection .27
8.5 Cathodic protection.27
8.6 Corrosion protection of closed compartments.28
8.7 Connection of dissimilar materials.28
8.8 Sealing materials .29
8.9 Fasteners.29
8.10 Weld overlay .30
8.11 Preferential weld corrosion .30
8.12 Corrosion management .30
Annex A (informative) Design basis for hydrocarbon systems .31
Annex B (informative) Corrosion monitoring.33
Annex C (informative) Chemical composition of some typical oilfield alloys .34
Bibliography.38
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 21457 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries.
iv © ISO 2010 – All rights reserved
Introduction
The provision of well-established and robust material selection guidelines offers a means of satisfying
long-term materials performance that meet the minimum requirements for a broad range of end users in the
petroleum, petrochemical and natural gas industries. An additional benefit can be to enable product suppliers
to develop, manufacture and provide off-the-shelf equipment that meets these requirements.
Oil and gas production projects benefit from a structured evaluation of materials used for the different fluids
being handled. Therefore, the main objective of this International Standard is to provide general requirements
with guidelines for the selection of materials for systems and components, with due consideration to the
transported fluids and the external environment.
It is the end user's responsibility to provide a project document with respect to implementation of the
requirements and guidelines of this International Standard, and to specify the design conditions for material
selection. In addition to the end user, the organization responsible for the facility or for the equipment design,
or for both, is regarded as responsible for materials selection.
This International Standard is developed to provide responsible parties with a structured process to carry out
materials selection in a consistent manner as a part of the engineering work, based upon a design basis for a
particular installation. This International Standard is intended for use by oil companies and engineering
contractors.
Users of this International Standard are advised that further or differing requirements might be needed for
individual applications. This International Standard is not intended to inhibit a vendor from offering, or the
purchaser from accepting, alternative equipment or engineering solutions for the individual application. This
can be particularly applicable where there is innovative or developing technology. Where an alternative is
offered, it is advisable that the vendor identify any variations from this International Standard and provide
details.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 21457:2010(E)
Petroleum, petrochemical and natural gas industries —
Materials selection and corrosion control for oil and gas
production systems
1 Scope
This International Standard identifies the corrosion mechanisms and parameters for evaluation when
performing selection of materials for pipelines, piping and equipment related to transport and processing of
hydrocarbon production, including utility and injection systems. This includes all equipment from and including
the well head, to and including pipelines for stabilized products. This International Standard is not applicable
to downhole components.
Guidance is given for the following:
⎯ corrosion evaluations;
⎯ materials selection for specific applications, or systems, or both;
⎯ performance limitations for specific materials;
⎯ corrosion control.
This International Standard refers to materials that are generally available, with properties that are known and
documented. It also allows other materials to be evaluated and qualified for use.
This International Standard does not provide detailed material requirements or guidelines for manufacturing
and testing of equipment. Such information can be found in particular product and manufacturing standards.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
1)
ISO 15156-1 , Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing environments in
oil and gas production — Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials
1)
ISO 15156-2 , Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing environments in
oil and gas production — Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons
1)
ISO 15156-3 , Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing environments in
oil and gas production — Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys
1) ISO 15156 (all parts) has been adopted by NACE as NACE MR0175/ISO 15156.
3 Terms, definitions and abbreviated terms
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1.1
aquifer water
water from an underground layer of water-bearing permeable rock or unconsolidated materials
3.1.2
carbon steel
alloy of carbon and iron containing up to 2 % mass fraction carbon and up to 1,65 % mass fraction
manganese and residual quantities of other elements, except those intentionally added in specific quantities
for deoxidation (usually silicon and/or aluminium)
NOTE Carbon steels used in the petroleum industry usually contain less than 0,8 % mass fraction carbon.
[ISO 15156-1:2009, definition 3.3]
3.1.3
corrosion-resistant alloy
alloy intended to be resistant to general and localized corrosion by oilfield environments that are corrosive to
carbon steels
NOTE This definition is in accordance with ISO 15156-1 and is intended to include materials such as stainless steel
with minimum 11,5 % (mass fraction) Cr, and nickel, cobalt and titanium base alloys. Other ISO standards can have other
definitions.
3.1.4
end user
owner or organization that is responsible for operation of an installation/facility
3.1.5
free-machining steel
steel composition to which elements such as sulfur, selenium or lead have been intentionally added to
improve machinability
3.1.6
fugacity
non-ideal partial pressure that a component in a mixture exerts in the vapour phase when in equilibrium with
the liquid mixture
NOTE The fugacity factor depends on the temperature and the total pressure.
3.1.7
glass-fibre-reinforced plastic
composite material made of thermosetting resin and reinforced with glass fibres
3.1.8
hydrogen-induced cracking
HIC
planar cracking that occurs in carbon and low alloy steels when atomic hydrogen diffuses into the steel and
then combines to form molecular hydrogen at trap sites
2 © ISO 2010 – All rights reserved
NOTE Cracking results from the pressurization of trap sites by hydrogen. No externally applied stress is needed for
the formation of hydrogen-induced cracks. Trap sites capable of causing HIC are commonly found in steels with high
impurity levels that have a high density of planar inclusions and/or regions of anomalous microstructure (e.g. banding)
produced by segregation of impurity and alloying elements in the steel. This form of hydrogen-induced cracking is not
related to welding.
[ISO 15156-1:2009, definition 3.12]
3.1.9
hydrogen stress cracking
HSC
cracking that results from the presence of hydrogen in a metal and tensile stress (residual and/or applied)
NOTE HSC describes cracking in metals that are not sensitive to SSC but which can be embrittled by hydrogen when
galvanically coupled, as the cathode, to another metal that is corroding actively as an anode. The term “galvanically
induced HSC” has been used for this mechanism of cracking.
[ISO 15156-1:2009, definition 3.13]
3.1.10
liquid metal embrittlement
form of cracking caused by certain liquid metals coming into contact with specific alloys
3.1.11
low alloy steel
steels containing a total alloying element content of less than 5 % mass fraction, but more than that specified
for carbon steel
[20]
EXAMPLE AISI 4130; AISI 8630; ASTM A182 Grade F22 .
3.1.12
manufacturer
firm, company or corporation responsible for making a product in accordance with the requirements of the
order, or with the properties specified in the referenced product specification, or both
3.1.13
marine atmosphere
atmosphere over and near the sea
NOTE A marine atmosphere will extend a certain distance inland, depending on topography and prevailing wind
direction. It is heavily polluted with sea-salt aerosols (mainly chlorides).
[ISO 12944-2:1998, definition 3.7.4]
3.1.14
maximum operating temperature
maximum temperature to which a component is subjected, including during deviations from normal operations,
such as start-up/shutdown
3.1.15
onshore
inland area with a non-chloride-containing atmosphere
3.1.16
operating temperature
temperature to which a component is subjected during normal operation
3.1.17
pH stabilization
increasing the bulk pH by addition of a suitable chemical to reduce CO corrosion in hydrocarbon systems
with condensing water
3.1.18
pitting resistance equivalent number
PREN
F
PREN
number, developed to reflect and predict the pitting resistance of a stainless steel, based upon the proportions
of Cr, Mo, W and N in the chemical composition of the alloy
NOTE 1 For the purposes of this International Standard, F is calculated from Equation (1):
PREN
F = w + 3,3(w + 0,5w ) + 16w (1)
PREN Cr Mo W N
where
w is the percent (mass fraction) of chromium in the alloy;
Cr
w is the percent (mass fraction) of molybdenum in the alloy;
Mo
w is the percent (mass fraction) of tungsten in the alloy;
W
w is the percent (mass fraction) of nitrogen in the alloy.
N
NOTE 2 Adapted from ISO 15156-3:2009, definition 3.10, and ISO 15156-3:2009, 6.3.
3.1.19
type 13Cr
martensitic stainless steel alloys with nominal 13 % Cr mass fraction alloying
EXAMPLE UNS S41000; UNS S41500.
3.1.20
type 316
austenitic stainless steel alloys of type UNS S31600/S31603
3.1.21
type 6Mo
austenitic stainless steel alloys with PREN W 40 and a nominal Mo alloying content of 6 % mass fraction, and
nickel alloys with Mo content in the range 6 % to 8 % mass fraction
EXAMPLE UNS S31254; UNS N08367; UNS N08926.
3.1.22
type 22Cr duplex
ferritic/austenitic stainless steel alloys with 30 u PREN u 40 and Mo u 2,0 % mass fraction
EXAMPLE UNS S31803; UNS S32205.
3.1.23
type 25Cr duplex
ferritic/austenitic stainless steel alloys with 40 u PREN u 45
EXAMPLE UNS S32750; UNS S32760.
4 © ISO 2010 – All rights reserved
3.1.24
stress corrosion cracking
SCC
cracking of metal involving anodic processes of localized corrosion and tensile stress (residual and/or applied)
NOTE 1 Parameters that influence the susceptibility to SCC are temperature, pH, chlorides, dissolved oxygen, H S
and CO .
NOTE 2 The above definition differs from that of the same term given in ISO 15156-1:2009, definition 3.21, since it
includes external environments.
3.1.25
sulfide stress cracking
SSC
cracking of metal involving corrosion and tensile stress (residual and/or applied) in the presence of water and
H S
NOTE SSC is a form of hydrogen stress cracking (HSC) and involves embrittlement of the metal by atomic hydrogen
that is produced by acid corrosion on the metal surface. Hydrogen uptake is promoted in the presence of sulfides. The
atomic hydrogen can diffuse into the metal, reduce ductility and increase susceptibility to cracking. High strength metallic
materials and hard weld zones are prone to SSC.
[ISO 15156-1:2009, definition 3.23]
3.2 Abbreviated terms
AFFF aqueous film-forming foams
API American Petroleum Institute
ASCC alkaline stress corrosion cracking
ASME American Society of Mechanical Engineers
CP cathodic protection
CRA corrosion-resistant alloy
CUI corrosion under insulation
GRP glass-fibre-reinforced plastic
HAZ heat-affected zone
HB Brinell hardness
HDG hot-dip galvanized
HIC hydrogen-induced cracking
HRC Rockwell hardness C scale
HSC hydrogen stress cracking
HVAC heating-ventilation-air conditioning
MEG monoethylene glycol
MIC microbiologically induced corrosion
PE polyethylene
PP polypropylene
PREN pitting resistance equivalent number
PTFE polytetrafluoroethylene
PVC polyvinyl chloride
SCC stress corrosion cracking
SMYS specified minimum yield strength
SS stainless steel
SSC sulfide stress cracking
SWC step-wise cracking
TEG triethylene glycol
UNS unified numbering system (for alloys)
4 Design information for materials selection
This International Standard provides guidelines for material selection for oil and gas production facilities. To
enable the contractor to perform the material selections for the facility, the end user should as a minimum
provide the information specified in Table 1 at the time of enquiry and contract.
Table 1 — Design information for materials selection
Information to be provided Subclause
Project design basis, ref. Annex A 6.1
Corrosion-prediction model 6.2.1 and 6.2.2.2
Future changes in reservoir H S- content 6.2.2.4
Methodology or model for pH calculation of produced water 6.2.3.2
Formation water analysis 6.2.3.2
Content of mercury in production fluids or gas 6.2.3.8
The oxygen content in de-aerated seawater for injection 6.3
Erosion-prediction model 6.5
Temperature limitations for use of stainless steels in marine atmosphere 6.6.2, Table 3
[21]
Compliance with DNV-RP-F112 for duplex stainless steel exposed to cathodic protection 6.6.4
Limitations in mechanical properties and use of materials 6.9
Temperature limitations for non-metallic materials 7.4.2, Table 9
Environmental requirements regarding use of corrosion inhibitors 8.1
Model for inhibitor evacuation, corrosion inhibition test methods and acceptance criteria 8.1
Use of external coatings to increase maximum temperature for stainless steel (SS) 8.3
Applicable standard for cathodic protection (CP) design to be defined 8.5.1
Strength and hardness limitation of fasteners in marine atmosphere 8.9
6 © ISO 2010 – All rights reserved
5 Materials selection report
Corrosion evaluations and materials selection should be documented in a report for further use by the project
and operations.
The following elements should be included:
⎯ short description of the project and expected facilities, e.g. field layout, remoteness of location, manned
versus unmanned facilities, etc.;
⎯ materials-related design input data for the operating conditions during the design life of the facility, e.g.
temperatures, pressures, fluid composition, sand production, etc. (see Annex A);
⎯ corrosion evaluations and materials selection;
⎯ requirements for corrosion inhibitor efficiency and availability;
⎯ requirements for corrosion control, e.g. CP and coatings;
⎯ requirements for corrosion monitoring;
⎯ identification of uncertainties from a materials perspective, new application for materials, use of new
grades;
⎯ need for material qualification testing.
6 General guidelines for corrosion evaluations and materials selection
6.1 General
The materials selection process shall take into account all statutory and regulatory requirements. The project
design criteria, such as design lifetime, inspection and maintenance philosophy, safety and environmental
profiles, operational reliability and specific project requirements, should be considered.
In general, robust materials selection should be made to ensure operational reliability throughout the design
life. For offshore installations and particularly subsea, access for the purposes of maintenance and repair can
be limited and costly, and should be carefully considered in the design.
Materials selection should normally be based on an evaluation of corrosion and erosion as described in the
following subclauses. All internal and external media should be considered for the entire design life. This
should also include the stages of transportation, storage, installation, testing and preservation. Degradation
mechanisms not specifically covered in this International Standard, such as fatigue, corrosion-fatigue, wear
and galling, should be considered for relevant components and design conditions.
Mechanical properties and usage limitations for different material grades should comply with applicable design
code requirements and guidelines given in 6.9. The material weldability should also be considered to ensure
an effective fabrication.
Cost and material availability have a significant influence on materials selection, and evaluations should be
made to support the final selection.
NOTE If life-cycle cost evaluations are considered appropriate, then ISO 15663-2 describes one methodology.
6.2 Internal corrosion in oil and gas production and processing
6.2.1 Corrosion evaluation
A corrosion evaluation should be carried out to determine the general corrosivity of the internal fluids for the
materials under consideration. The corrosion mechanisms and the specified process design parameters
included in 6.2.2 and 6.2.3 should be considered.
The corrosion evaluation should be based on a corrosion prediction model, or on relevant test or field
corrosion data agreed with the end user. General and localized corrosion of carbon steel takes place over
time, and the anticipated corrosion rate should be calculated for the operating conditions.
6.2.2 Corrosion mechanisms
6.2.2.1 General
For wet hydrocarbon systems made of carbon steel or corrosion-resistant alloy (CRA) the corrosion
mechanisms indicated in Table 2 should be evaluated.
Table 2 — Materials prone to internal corrosion mechanisms in hydrocarbon systems
Corrosion mechanism Carbon and low alloy steel CRA
a
CO and H S corrosion Yes Yes
2 2
MIC Yes Yes
SSC/SCC caused by H S Yes Yes
HIC/SWC Yes No
ASCC Yes No
SCC without H S No Yes
a
The presence of H S in combination with CO can also lead to localized attacks of CRAs. The critical parameters are temperature,
2 2
chloride content, pH and partial pressure of H S. There are no generally accepted limits and the limits vary with type of CRA.
6.2.2.2 CO and H S corrosion
2 2
CO corrosion is one of the most common corrosion mechanisms that occur on carbon steels in oil and gas
production and processing systems. The most important parameters for CO corrosion are temperature,
partial pressure of CO , pH, content of organic acids and flow conditions. Several models for the prediction of
CO corrosion on carbon steel are available, and the model used should be agreed with the end user.
The presence of H S in combination with CO influences the corrosion of carbon steel. The type of corrosion
2 2
is dependent on the proportions of these constituents in the production fluids. For carbon steel, general
mass-loss corrosion caused by H S-dominated corrosion conditions is rarely a problem, since the iron sulfide
scale is generally protective. However, if the scale is damaged, then localized pitting corrosion can occur.
Deposition of elemental sulfur or solids due to stagnant flow conditions may promote such localized corrosion.
No generally accepted corrosion models exist to predict this form of localized attack, and the evaluation
should therefore be based on operational experience.
Top-of-line corrosion can take place due to condensation of water in the top of the pipe in a stratified flow
regime. Important parameters for such top-of-line corrosion are flow regime, operating temperature,
condensation rate, CO fugacity and content of organic acids. Top-of-line corrosion should be evaluated using
models specifically made for this or using test data gathered under similar operating conditions. Top-of-line
corrosion can also be influenced by the presence of H S.
8 © ISO 2010 – All rights reserved
Under flowing conditions flow-enhanced corrosion or erosion-corrosion can occur. Flow-enhanced corrosion
will occur under high flow rates, as a result of accelerated mass transport of the reactants and reaction
products. Many corrosion models consider the influence of flow-enhanced corrosion and such models should
be used for prediction of corrosion rate under flowing conditions. At very high fluid velocities, even in the
absence of solids, the liquid phase can be so energetic as to mechanically erode any protective scales or
remove the protective inhibitor film in inhibited lines and cause erosion-corrosion. In the presence of solids,
such mechanical erosion of the protective layers/films can occur at lower fluid velocities. In both cases, the
consequences are more rapid material wastage rates than would be expected if simply summing predicted
erosion and corrosion rates. This erosion-corrosion can occur even at low predicted sand erosion rates in
fluids that are corrosive to the material under consideration. More information on sand erosion is provided
in 6.5.
6.2.2.3 Microbiologically induced corrosion
Microbiologically induced corrosion (MIC) from sulfate-reducing bacteria, or other bacteria such as
acid-producing bacteria and nitrate-reducing bacteria, can lead to high local corrosion rates. Low flow
velocities in pipelines increase the likelihood of MIC.
MIC is likely to occur in dead legs and other settling locations. Cleaning and chemical treatment can be used
to prevent MIC. The need for sampling points and biocide injection facilities should be considered in design.
NOTE MIC is normally caused by sessile bacteria in contact with carbon steel rather than planktonic bacteria.
6.2.2.4 Sulfide stress cracking (SSC)/stress corrosion cracking (SCC) caused by H S
The evaluation and use of materials in conditions containing H S, where cracking including hydrogen-induced
cracking (HIC) is possible, shall follow the requirements given in ISO 15156 (all parts). This evaluation should
include the potential for future changes in reservoir H S content, especially if water injection is planned.
Dehydration of gas or use of corrosion inhibitors should not relax the requirement to use H S-resistant
materials if the conditions are otherwise categorized as sour in accordance with ISO 15156 (all parts).
6.2.2.5 Alkaline stress corrosion cracking
Alkaline environments containing compounds such as amines, caustic or carbonates can cause alkaline
stress corrosion cracking (ASCC) of carbon steels, especially where there is the potential to concentrate these
compounds, e.g. in the presence of crevices or evaporation.
Typical mitigation measures may include heat treatment after welding or forming, use of protective coatings,
CRA or non-metallic materials.
[26] [18]
NOTE Reference can be made to NACE RP0403 for guidance on caustic cracking or to API RP 945 for
guidance on amine cracking.
6.2.2.6 Stress corrosion cracking without H S
Occasionally, internal SCC can occur in SS in the absence of H S and dissolved oxygen in oil and gas
production systems. This is due to local process conditions causing water evaporation and
deposition/concentration of chlorides in high salinity waters and at high temperatures. Systems where this can
occur should be designed with fresh wash water injection facilities to prevent concentration of chlorides or
resistant materials should be used.
6.2.3 Corrosion parameters
6.2.3.1 General
Parameters considered in a corrosion evaluation should include the following, as appropriate:
a) CO ;
b) H S;
c) temperature;
d) organic acids;
e) oil/gas properties and water content;
f) oxygen;
g) elemental sulfur;
h) mercury (Hg);
i) production chemicals.
Annex A gives an example of the contents of the design basis for materials evaluation in hydrocarbon systems.
It should be noted that the design basis should consider the possibility of changing operational conditions over
a facility's design life, such as increasing water cut and reservoir souring over the design life of the facilities.
6.2.3.2 CO and H S contents
2 2
Most CO corrosion prediction models for carbon steel require input in terms of CO fugacity. The CO partial
2 2 2
pressure in the gas phase should be used, which can be derived from flash calculations for the actual
conditions. For piping/pipelines transporting wet hydrocarbon liquids (oil and condensate), the CO content
and the total pressure for the last separation stage should be used to estimate the corrosion rate. For lines
carrying wet gas, the CO fugacity is a function of the lines operational pressure and temperature.
To compensate for non-equilibrium conditions downstream of a pressure reduction, the corrosion rate found
for the conditions upstream of a pressure reduction may be assumed.
For evaluation of cracking including HIC in H S-containing service, the partial pressure is normally used. The
H S content in the gas phase should be used, which should be derived from flash calculations for the actual
conditions.
Corrosion and H S cracking resistance vary with pH which is difficult to measure accurately since it has to be
done under actual pressure and temperature. Therefore, pH should be calculated by a suitable model or by
using ISO 15156. The calculation should be based on CO and H S fugacities at the actual pressure,
2 2
temperature and composition of the produced water. The methodology used should be agreed with the end
user.
If a full water analysis is not available, the values used for corrosion and cracking evaluations should be
agreed with the end user. The following values may be used for an initial evaluation:
⎯ for solutions representing condensed water, as in gas-producing wells, the pH should be calculated
based on the actual temperature and CO /H S fugacity for pure water; with no data available, a pH of 3,5
2 2
and a chloride content of 600 mg/l may be used (1 000 mg/l of NaCl) (this corresponds to a CO fugacity
of 1,0 MPa);
⎯ for solutions representing formation water, as in oil-producing wells, a pH of 4,5 and a chloride content of
100 000 mg/l may be used (165 000 mg/l of NaCl).
When calculating the pH used in CO corrosion predictions in gas production environments with condensing
water, it should be evaluated if the water contains sufficient corrosion products, as they act to increase pH and
reduce corrosivity. Downstream of CRA piping or equipment, such as gas coolers, it should be assumed that
the water is free from corrosion products and potentially corrosive to carbon steel.
10 © ISO 2010 – All rights reserved
6.2.3.3 Temperature
Resistance to corrosion and SCC vary with temperature for carbon steels and CRAs. Sensitivity calculations
or evaluations can be necessary to determine the most critical temperature range.
The possibility of periods involving higher temperatures, such as heat tracing, steam-out or solar radiation,
should be considered in the corrosion evaluation.
Temperatures during construction, transportation, storage and installation should also be considered.
6.2.3.4 Organic acids
Organic acids increase the corrosivity of the produced fluids and their presence should be included in the
corrosion evaluation for carbon steel.
NOTE The corrosivity due to organic acids is determined by the presence of undissociated organic acid, as opposed
to organic acid salts. Hence, it is essential to consider the complete water chemical analysis.
6.2.3.5 Oil/gas properties and water content
Flow effects and liquid properties can keep the water entrained in the oil phase. This may prevent contact
between the separated water and the steel surface. However, the potential inhibition effect of the oil phase
should be used with caution. Laboratory testing can be utilized to determine if oil can have inhibiting properties.
A gas is considered dry when the water dew point at the operational pressure is at least 10 °C lower than the
minimum operating temperature for the system. Such systems are not subject to electrochemical corrosion
and no corrosion prediction is required.
NOTE Gas dehydration in glycol contactors leads to condensation of a glycol/water mixture in dry gas pipelines
[typically less than 10 % (mass fraction) water]. Even though this does not represent any corrosion threat for the pipeline,
large quantities of corrosion products can accumulate in the pipeline. These products can cause problems, since the
corrosion products can arrive at the receiving facility as “black dust” during pigging operations.
If the export gas specification is less than this dew point limit or there is a possibility of transient periods of
operation with insufficient or no dehydration, this should be considered in the corrosion evaluation.
6.2.3.6 Oxygen
Oxygen is not normally present in production streams. Chemicals for injection may contain oxygen and the
need for controlling the oxygen content should be evaluated.
The risk of oxygen ingress is likely in systems operating under vacuum and when an inert gas is used as
blanket gas. The purity of the inert gas is a parameter that should be included in the corrosion evaluation.
Oxygen ingress due to imperfect seals in pumps and compressors should be considered.
NOTE The fact that the internal system pressure exceeds the external pressure does not alleviate this risk, because
the partial pressure of oxygen in the atmosphere will most likely exceed the internal partial pressure of oxygen. Hence, a
driving force for oxygen ingress exists in spite of the negative absolute pressure difference.
6.2.3.7 Elemental sulfur
Elemental sulfur can be present in natural gas, and it can precipitate when the pressure or the temperature is
reduced. Elemental sulfur also forms if H S comes into contact with oxygen, e.g. as a result of oxygen ingress
into the process systems.
Elemental sulfur is extremely corrosive to carbon steel as well as to some CRA materials. If elemental sulfur is
present, tolerant materials or chemical treatment should be used. ISO 15156-3 gives guidance on
sulfur-resistant materials.
6.2.3.8 Mercury
Effects of the presence of mercury in produced fluids or gas should be considered in selection of materials.
Limits are not well established and therefore mercury-bearing streams should not use copper-, titanium- or
aluminium-based alloys for any components.
NOTE Mercury and associated mercury compounds can be detrimental to certain materials. Mercury can occur
naturally as a contaminant in well-production fluids or gas. It is necessary to recognize the possible presence of mercury
at the earliest possible stage of design, in order to avoid specification of potentially susceptible materials. It is generally
accepted that damage can occur only when mercury is present as liquid. Attack can be by amalgam formation or by liquid
metal embrittlement.
6.2.3.9 Production chemicals
Chemicals injected into the process stream or downhole can be potentially corrosive, and this should be
considered in the corrosion evaluation. The selection of the actual chemicals is normally performed after all
materials are selected and installed. Testing should be required to qualify the chemicals with respect to
compatibility with all materials, including organic materials in seals, pipes, coatings and liners.
6.3 Internal corrosion in injection systems
The most relevant corrosion mechanisms for injection of gas, produced water and aquifer water are the same
as for hydrocarbon carrying systems covered in 6.2 and the corrosion evaluation should be made accordingly.
For de-aerated seawater, there are two possible corrosion mechanisms, oxygen corrosion and bacterial
corrosion. A typical residual oxygen concentration for unchlorinated de-aerated seawater under normal
3 3
operation is 20 mg/m to 50 mg/m , but can be significantly higher during upset conditions and during
chemical treatments. The actual concentration of oxygen varies with type of de-aeration system. To select
materials effectively, the assumed oxygen content in the seawater should be agreed with the end user.
6.4 Internal corrosion in utility systems
A corrosion evaluation should be carried out to determine the general corrosivity of the internal fluids under
the applicable design conditions and for the materials under consideration.
Evaluation of corrosivity in water-carrying systems should include parameters such as:
⎯ maximum design/operating temperature;
⎯ flow rate (stagnant, intermittent or continuously flowing).
In addition, chloride concentration (salinity), water chemistry and pH should be considered for fresh-water
systems, and residual chlorine and operating mode (dry or wet when not in use) should be considered for
seawater systems.
Residual chlorine level and temperature are the two most important parameters that affect the corrosion
performance of passive materials. Seawater systems are often continuously chlorinated to prevent bio-fouling;
a typical residual chlorine level for continuous use is 0,3 mg/l to 0,7 mg/l. Initial start-up without chlorination for
a period of two weeks can be used to promote build-up of the passive layer.
NOTE Biofouling treatment packages containing copper additives and much lower residual chlorine levels can be
specified as an alternative. This can reduce the corrosion threat.
[24]
Materials such as CuNi 90/10 and NiAl bronze are sensitive to the flow rate; see EEMUA 194 .
Corrosion evaluations of utility systems not particularly addressed below should be made to the extent
deemed relevant for each project.
12 © ISO 2010 – All rights reserved
6.5 Sand erosion
In cases where the potential exists for significant sand production, a sand erosion evaluation should be carried
out. The evaluation should include sand prediction studies in the reservoir to provide information regarding
reservoir sanding potential, as well as an evaluation of possible erosion damage. Erosion-prediction models
can be used to evaluate the likelihood of erosion damage. The model used should be specified by or agreed
with the end user. Even where the predicted erosion rate is low, the potential for synergistic erosion-corrosion
should be considered as discussed in 6.2.2.
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 21457
Première édition
2010-09-01
Industries du pétrole, de la pétrochimie et
du gaz naturel — Choix des matériaux et
contrôle de la corrosion pour les
systèmes de production de pétrole et de
gaz
Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials
selection and corrosion control for oil and gas production systems
Numéro de référence
©
ISO 2010
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2010
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous
quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit
de l'ISO à l'adresse ci-après ou du comité membre de l'ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56 CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Version française parue en 2012
Publié en Suisse
ii © ISO 2010 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos . iv
Introduction . v
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, définitions et abréviations . 2
3.2 Abréviations . 5
4 Informations relatives à la conception pour la sélection des matériaux . 6
5 Rapport sur la sélection des matériaux . 7
6 Recommandations générales pour l’évaluation de la corrosion et la sélection des
matériaux . 8
6.1 Généralités . 8
6.2 Corrosion interne dans les systèmes de production et de traitement du pétrole et du gaz . 8
6.3 Corrosion interne dans les systèmes d'injection . 13
6.4 Corrosion interne dans les systèmes auxiliaires . 13
6.5 Érosion par le sable . 14
6.6 Corrosion externe . 14
6.7 Matériaux polymères . 16
6.8 Plastique renforcé de fibres de verre . 17
6.9 Propriétés mécaniques et limites d'utilisation des matériaux . 17
7 Sélection des matériaux pour des applications et des systèmes spécifiques . 18
7.1 Généralités . 18
7.2 Systèmes de production et de traitement de pétrole et de gaz . 18
7.3 Systèmes d'injection . 21
7.4 Systèmes auxiliaires . 23
7.5 Canalisations et conduites d'écoulement . 28
8 Protection contre la corrosion . 28
8.1 Traitement chimique . 28
8.2 Surépaisseur de corrosion intérieure . 30
8.3 Sélection des revêtements intérieur et extérieur . 30
8.4 Protection externe dans les zones d'action des vagues . 31
8.5 Protection cathodique . 31
8.6 Protection contre la corrosion des compartiments fermés . 31
8.7 Raccordement de matériaux dissemblables . 32
8.8 Matériaux d'étanchéité . 33
8.9 Éléments de fixation . 33
8.10 Rechargement par soudage . 34
8.11 Corrosion préférentielle au joint de soudure . 34
8.12 Maîtrise de la corrosion . 35
Annexe A (informative) Base de conception des systèmes d'hydrocarbures . 36
Annexe B (informative) Surveillance de la corrosion . 38
Annexe C (informative) Composition chimique de certains alliages typiquement utilisés dans les
champs pétrolifères . 40
Bibliographie . 44
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 21457 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel.
iv © ISO 2010 – Tous droits réservés
Introduction
La mise en place de lignes directrices bien établies et solides pour la sélection des matériaux fournit un
moyen d’obtenir des performances à long terme des matériaux qui satisfont aux exigences minimales pour
une grande diversité d’utilisateurs finaux dans les industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel.
Un autre avantage réside dans le fait qu’ainsi, les fournisseurs de produit développent, fabriquent et
fournissent des équipements standardisés répondant à ces exigences.
Les projets de production de gaz et de pétrole sont facilités dès que les matériaux utilisés pour les divers
fluides ont fait l’objet d’une évaluation structurée. Pour toutes ces raisons, le principal objectif de la présente
Norme internationale est de fournir des exigences générales avec des lignes directrices relatives à la
sélection de matériaux pour les systèmes et les composants, en tenant compte des fluides transportés et de
l’environnement extérieur.
Il appartient à l’utilisateur final de fournir, pour son projet, un document afférent à la mise en œuvre des
exigences et des lignes directrices de la présente Norme internationale et de spécifier les conditions de
conception en vue de la sélection des matériaux. Outre l'utilisateur final, l'organisation responsable de
l'installation et/ou de la conception des équipements est considérée comme responsable de la sélection des
matériaux.
La présente Norme internationale a été élaborée pour fournir aux parties responsables un processus structuré
pour réaliser la sélection des matériaux de manière cohérente et intégrée aux travaux d’ingénierie, qui fondent
la conception d’une installation spécifique. Les principaux utilisateurs de la présente Norme internationale
sont les compagnies pétrolières et les entreprises de génie civil.
Les utilisateurs de la présente Norme internationale sont informés que des exigences supplémentaires ou
différentes peuvent s’avérer nécessaires pour des applications particulières. La présente Norme internationale
n’a pas pour intention d’empêcher un vendeur d’offrir, ou un acheteur d'accepter, des équipements ou des
solutions techniques de remplacement pour une application particulière. Ceci peut notamment s'appliquer
lorsqu'on se trouve en présence d'une technologie innovante ou en cours de développement. Lorsqu’une
autre solution est offerte, il est recommandé que le vendeur identifie toutes les différences avec la présente
Norme internationale et fournisse des détails.
NORME INTERNATIONALE ISO 21457:2010(F)
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel —
Choix des matériaux et contrôle de la corrosion pour les
systèmes de production de pétrole et de gaz
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale identifie les mécanismes et paramètres de corrosion à prendre en compte
pour l’évaluation au moment de la sélection des matériaux pour les conduites, tuyauteries et équipements
relatifs au transport et au traitement de la production d’hydrocarbures, y compris les systèmes auxiliaires et
les systèmes d’injection. Sont également compris tous les équipements allant de la tête du puits, incluse, aux
conduites, inclus, pour les produits stabilisés. La présente Norme internationale ne s'applique pas aux
composants de fond.
Des lignes directrices sont fournies pour
l'évaluation de la corrosion,
la sélection des matériaux pour des applications et/ou des systèmes spécifiques,
les limitations de performance pour des matériaux spécifiques,
le contrôle de la corrosion.
La présente Norme internationale se réfère à des matériaux habituellement présents sur le marché, dotés de
propriétés connues et documentées. Elle autorise également l’évaluation d’autres matériaux pour les qualifier
à des fins d’utilisation.
La présente Norme internationale ne fournit ni exigence ni ligne directrice détaillée relative à des matériaux
utilisés dans la fabrication et les essais des équipements. Ce type d’information peut être trouvé dans les
normes relatives à un produit en particulier ainsi que dans les normes de fabrication.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document de référence s'applique (y compris les éventuels amendements).
1)
ISO 15156-1 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements
contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 1: Principes
généraux pour le choix des matériaux résistant au craquage
1)
ISO 15156-2 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements
contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 2: Aciers au carbone
et aciers faiblement alliés résistants à la fissuration, et utilisation de fontes
1) L'ISO 15156 (toutes les parties) a été adoptée par le NACE en tant que NACE MR0175/ISO 15156.
1)
ISO 15156-3 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements
contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 3: ARC (alliages
résistants à la corrosion) et autres alliages résistants à la fissuration
3 Termes, définitions et abréviations
3.1 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1.1
eau d’aquifère
eau provenant d’une couche souterraine de roche perméable aquifère ou de matières non consolidées
3.1.2
acier au carbone
alliage de carbone et de fer contenant au maximum 2 % de carbone massique et 1,65 % de manganèse
massique et des quantités résiduelles d’autres éléments, excepté ceux ajoutés intentionnellement en des
quantités spécifiques à des fins de désoxydation (en général, silicium et/ou aluminium)
NOTE Les aciers au carbone utilisés dans l’industrie pétrolière contiennent en général moins de 0,8 % de carbone
massique.
[ISO 15156-1:2009, définition 3.3]
3.1.3
alliage résistant à la corrosion
alliage utilisé pour sa résistance à la corrosion, générale et localisée, dans des milieux pétroliers corrodant les
aciers au carbone
NOTE Cette définition est conforme à l'ISO 15156-1 et inclut les matériaux tels que l'acier inoxydable avec au
minimum 11,5 % de Cr massique et des alliages à base de nickel, cobalt et titane. D'autres normes ISO peuvent donner
d'autres définitions.
3.1.4
utilisateur final
propriétaire ou organisme responsable du fonctionnement d’une installation/d’un dispositif
3.1.5
acier de décolletage
acier dans la composition duquel des éléments tels que le soufre, le sélénium ou le plomb ont été
volontairement ajoutés pour en améliorer l’usinabilité
3.1.6
fugacité
pression partielle non idéale qu’un composant d’un mélange exerce en phase vapeur lorsqu’il est à l’équilibre
avec un mélange liquide
NOTE Le coefficient de fugacité dépend de la température et de la pression totale.
3.1.7
plastique renforcé de fibres de verre
matériau composite réalisé à partir de résine thermodurcissable puis renforcé de fibres de verre
2 © ISO 2010 – Tous droits réservés
3.1.8
fissuration induite par l'hydrogène
HIC (hydrogen-induced cracking)
fissuration planaire qui se produit dans des aciers au carbone et des aciers faiblement alliés lorsque de
l'hydrogène atomique diffuse dans l'acier puis s'associe pour former des inclusions de molécules d'hydrogène
dans la structure du matériau
NOTE La fissuration résulte de la pressurisation de la structure là où les molécules d'hydrogène se sont incluses.
Aucune contrainte exercée depuis l'extérieur n'est nécessaire pour former des fissures induites par l'hydrogène. Les
fissures induites par l'hydrogène se trouvent en général dans des aciers ayant des niveaux d'impureté élevés,
caractérisés par une forte densité d'inclusions planaires et/ou des zones de microstructures anormales (par exemple des
lignages) résultant de la ségrégation d'impuretés et d'éléments d'alliage dans l'acier. Ce type de fissuration induite par
l'hydrogène est sans lien avec le soudage.
[ISO 15156-1:2009, définition 3.12]
3.1.9
fissuration sous contrainte induite par l'hydrogène
HSC (hydrogen stress cracking)
fissuration due à la présence d'hydrogène dans le métal et d'une contrainte de traction (résiduelle et/ou
appliquée)
NOTE Le terme HSC décrit une fissuration dans des métaux non sensibles à la SSC, mais susceptibles d'être
fragilisés par l'hydrogène lorsqu'ils forment un couple galvanique, en tant que cathode, avec un autre métal qui corrode
activement en tant qu'anode. Le terme «HSC induite par galvanisation» a été utilisé pour ce mécanisme de fissuration.
[ISO 15156-1:2009, définition 3.13]
3.1.10
fragilisation par des métaux liquides
forme de fissuration provoquée par certains métaux liquides entrant en contact avec des alliages spécifiques
3.1.11
acier faiblement allié
acier dont la teneur totale en éléments d'alliage est inférieure à 5 % de sa masse, mais supérieure à celle
spécifiée pour l'acier au carbone
[20]
EXEMPLES AISI 4130; AISI 8630; ASTM A182 Nuance F22 .
3.1.12
fabricant
entreprise, société ou groupe responsable de la fabrication d’un produit en conformité avec les stipulations de
la commande et/ou les propriétés spécifiées dans la spécification de référence du produit
3.1.13
atmosphère marine
atmosphère au-dessus et près de la mer
NOTE Une atmosphère marine peut s’étendre à l'intérieur des terres, en fonction de la topographie et de la direction
du vent dominant. Elle est très polluée par les aérosols d'eau de mer (principalement des chlorures).
[ISO 12944-2:1998, définition 3.7.4]
3.1.14
température maximale de fonctionnement
température maximale à laquelle un composant est soumis, y compris durant les écarts par rapport au
fonctionnement normal tels que démarrage/arrêt
3.1.15
à terre
zone terrestre caractérisée par une atmosphère ne contenant pas de chlorures
3.1.16
température de fonctionnement
température à laquelle un composant est soumis dans des conditions normales de fonctionnement
3.1.17
stabilisation du pH
augmentation générale du pH par l’ajout d’un produit chimique approprié afin de réduire la corrosion par le
CO dans les systèmes d'hydrocarbures contenant de l’eau de condensation
3.1.18
numéro équivalent à la résistance aux piqûres
PREN (pitting resistance equivalent number)
F
PREN
numéro mis en place pour indiquer et prédire la résistance aux piqûres d'un acier inoxydable, fondé sur les
proportions de Cr, Mo, W et N dans la composition chimique de l'alliage
NOTE 1 Pour les besoins de la présente Norme internationale, F est calculé à partir de l'Equation (1):
PREN
F w 3,3(w 0,5w ) 16w (1)
PREN Cr Mo W N
où
w est la masse, en pourcentage, de chrome présent dans l'alliage;
Cr
w est la masse, en pourcentage, de molybdène présent dans l'alliage;
Mo
w est la masse, en pourcentage, de tungstène présent dans l'alliage;
W
w est la masse, en pourcentage, d'azote présent dans l'alliage.
N
NOTE 2 Adapté de l'ISO 15156-3:2009, définition 3.10 et de l'ISO 15156-3:2009, 6.3.
3.1.19
type 13Cr
alliages d'acier inoxydable martensitique contenant 13 % de Cr massique
EXEMPLES UNS S41000; UNS S41500.
3.1.20
type 316
alliages d'acier inoxydable austénitique de type UNS S31600/S31603
3.1.21
type 6Mo
alliages d'acier inoxydable austénitique caractérisés par un PREN ≥ 40 et une teneur nominale en molybdène
de 6 % en masse, et alliages au nickel caractérisés par une teneur en molybdène comprise entre 6 % et 8 %
en masse
EXEMPLES UNS S31254; UNS N08367; UNS N08926.
3.1.22
type 22Cr duplex
alliages d'acier inoxydable ferritique/austénitique caractérisés par un PREN compris entre 30 et 40 et une
teneur en molybdène Mo ≤ 2,0 % en masse
EXEMPLES UNS S31803; UNS S32205.
4 © ISO 2010 – Tous droits réservés
3.1.23
type 25Cr duplex
alliages d'acier inoxydable ferritique/austénitique caractérisés par un PREN compris entre 40 et 45
EXEMPLES UNS S32750; UNS S32760.
3.1.24
fissuration par corrosion sous contrainte
SCC (stress corrosion cracking)
fissuration d'un métal impliquant des processus anodiques de corrosion localisée et une contrainte de traction
(résiduelle et/ou appliquée)
NOTE 1 Les paramètres influant sur la sensibilité à la SCC sont la température, le pH, les chlorures, l'oxygène dissous,
H S et CO .
2 2
NOTE 2 La définition ci-dessus diffère de celle donnée pour le même terme dans l'ISO 15156-1:2009, définition 3.21,
dans la mesure où elle inclut l'environnement extérieur.
3.1.25
fissuration sous contrainte induite par les sulfures
SSC (sulfide stress cracking)
fissuration d'un métal impliquant une corrosion et une contrainte de traction (résiduelle et/ou appliquée) en
présence d'eau et de H S
NOTE La SSC est une forme de fissuration sous contrainte induite par l'hydrogène (HSC) et implique une
fragilisation du métal par l'hydrogène atomique qui est produit par une corrosion acide de la surface du métal. L'absorption
d'hydrogène est favorisée par la présence de sulfures. Les atomes d'hydrogène peuvent diffuser dans le métal, réduire sa
ductilité et augmenter sa sensibilité à la fissuration. Les matériaux métalliques présentant une résistance élevée et les
zones de soudure fortes sont susceptibles de subir une SSC.
[ISO 15156-1:2009, définition 3.23]
3.2 Abréviations
AFFF mousses formant un film aqueux (aqueous film-forming foams)
API American Petroleum Institute
ASCC fissuration due à la corrosion sous contrainte en milieu alcalin (alkaline stress corrosion cracking)
ASME American Society of Mechanical Engineers
CP protection cathodique (cathodic protection)
CRA alliage résistant à la corrosion (corrosion-resistant alloy)
CUI corrosion sous l'isolation (corrosion under insulation)
GRP plastique renforcé de fibres de verre (glass-fibre-reinforced plastic)
HAZ zone affectée thermiquement (heat-affected zone)
HB dureté Brinell
HDG galvanisé à chaud (hot-dip galvanized)
HIC fissuration induite par l'hydrogène (hydrogen-induced cracking)
HRC échelle C de dureté Rockwell
HSC fissuration sous contrainte induite par l'hydrogène (hydrogen stress cracking)
HVAC chauffage, ventilation et conditionnement de l'air
MEG monoéthylène glycol
MIC corrosion induite par un phénomène microbiologique (microbiologically induced corrosion)
PE polyéthylène
PP polypropylène
PREN numéro équivalent à la résistance aux piqûres (pitting resistance equivalent number)
PTFE polytétrafluoroéthylène
PVC chlorure de polyvinyle (polyvinyl chloride)
SCC fissuration par corrosion sous contrainte (stress corrosion cracking)
SMYS limite d'élasticité minimale spécifiée (specified minimum yield strength)
SS acier inoxydable (stainless steel)
SSC fissuration sous contrainte induite par les sulfures (sulfide stress cracking)
SWC fissuration en gradins (step-wise cracking)
TEG triéthylène glycol
UNS système de numérotation unifié (pour les alliages)
4 Informations relatives à la conception pour la sélection des matériaux
La présente Norme internationale donne des lignes directrices pour la sélection des matériaux pour les
installations de production de pétrole et de gaz. Pour permettre au maître d'œuvre de sélectionner les
matériaux destinés à l'installation, il convient que l'utilisateur final fournisse au moins les informations
spécifiées dans le Tableau 1 au moment de la demande de renseignements et du contrat.
6 © ISO 2010 – Tous droits réservés
Tableau 1 — Informations relatives à la conception pour la sélection des matériaux
Informations à fournir Paragraphe
Base de conception du projet, voir Annexe A 6.1
Modèle de prévision de la corrosion 6.2.1 et 6.2.2.2
Evolution possible de la teneur en H S à l'intérieur du réservoir 6.2.2.4
Méthodologie ou modèle pour le calcul du pH de l'eau de production 6.2.3.2
Analyse de l'eau de formation 6.2.3.2
Teneur en mercure des fluides ou gaz de production 6.2.3.8
Teneur en oxygène de l'eau de mer désaérée pour l'injection 6.3
Modèle de prévision de l'érosion 6.5
Limites de température pour les aciers inoxydables utilisés en atmosphère marine 6.6.2, Tableau 3
[21]
Conformité à DNV-RP-F112 d'un acier inoxydable duplex exposé à une protection
6.6.4
cathodique
Limites des caractéristiques mécaniques et de l'utilisation des matériaux 6.9
Limites de température pour les matériaux non métalliques 7.4.2, Tableau 9
Exigences environnementales relatives à l'utilisation d'inhibiteurs de corrosion 8.1
Modèle d'évaluation des inhibiteurs de corrosion, méthodes d'essai d'inhibition de la
8.1
corrosion et critères d'acceptation
Utilisation de revêtements extérieurs pour augmenter la température maximale pour l’acier
8.3
inoxydable (SS)
Norme applicable à la conception de la protection cathodique (CP) à définir 8.5.1
Limite de résistance et de dureté des éléments de fixation en atmosphère marine 8.9
5 Rapport sur la sélection des matériaux
Il convient de documenter les évaluations de la corrosion ainsi que la sélection des matériaux dans un rapport
qui pourra être utilisé pendant toute la durée du projet et des opérations.
Il convient d'inclure les éléments suivants:
une brève description du projet et des installations prévues, par exemple agencement du champ,
éloignement de l'emplacement, installations habitées et inhabitées, etc.;
les données d'entrée relatives aux matériaux pour les conditions de fonctionnement pendant la durée de
vie théorique de l'installation, par exemple températures, pressions, composition du fluide, production de
sable, etc. (voir l'Annexe A);
l'évaluation de la corrosion et la sélection des matériaux;
les exigences relatives à l’efficacité et à la disponibilité de l'inhibiteur de corrosion;
les exigences relatives au contrôle de la corrosion, par exemple protection cathodique et revêtements;
les exigences relatives à la surveillance de la corrosion;
l'identification des incertitudes relatives aux matériaux, les nouvelles applications pour les matériaux,
l'utilisation de nouvelles nuances;
la nécessité de procéder à des essais de qualification des matériaux.
6 Recommandations générales pour l’évaluation de la corrosion et la sélection des
matériaux
6.1 Généralités
Le processus de sélection des matériaux doit prendre en compte l'ensemble des exigences légales et
réglementaires. Il convient également de prendre en compte les critères de conception du projet tels que la
durée de vie théorique, le programme d'inspection et de maintenance, les caractéristiques de sécurité et
d'environnement, la fiabilité opérationnelle et les exigences spécifiques au projet.
En général, il convient qu’un processus robuste de sélection des matériaux soit appliqué pour assurer la
fiabilité du fonctionnement pendant toute la durée de vie théorique. Les installations off-shore, et notamment
les installations sous-marines, offrant des possibilités d'accès limitées et coûteuses pour la maintenance et
les réparations, il convient de leur prêter une attention particulière lors de la conception.
Il convient normalement que la sélection des matériaux soit fondée sur une évaluation de la corrosion et de
l'érosion telle que décrite dans les paragraphes suivants. Il convient de prendre en compte tous les milieux
internes et externes pendant tout la durée de vie théorique. Il convient également d'inclure les étapes du
transport, du stockage, de l'installation, des essais et de la préservation. Il convient de prendre en compte les
mécanismes de dégradation non couverts spécifiquement par la présente Norme internationale, comme la
fatigue, la fatigue due à la corrosion, l'usure et le grippage pour les composants et les conditions de
conception concernés.
Il convient que les caractéristiques mécaniques et les limites d'utilisation pour les différentes nuances de
matériau soient conformes aux exigences du code de conception applicables et aux lignes directrices
données en 6.9. Il convient que la soudabilité du matériau soit aussi prise en compte pour garantir une
fabrication efficace.
Le coût et la disponibilité du matériau ont une influence importante sur la sélection des matériaux, et il
convient de faire des évaluations pour justifier la sélection finale.
NOTE Si une évaluation du coût du cycle de vie est envisagée, se référer à l'ISO 15663-2 pour la méthodologie.
6.2 Corrosion interne dans les systèmes de production et de traitement du pétrole et du
gaz
6.2.1 Évaluation de la corrosion
Il convient d'effectuer une évaluation de la corrosion afin de déterminer la corrosivité générale des fluides
internes pour les matériaux à l'étude. Il convient de tenir compte des mécanismes de corrosion et des
paramètres spécifiques à la conception de processus présentés en 6.2.2 et 6.2.3.
Il convient que l'évaluation de la corrosion soit fondée sur un modèle de prévision de la corrosion ou sur un
essai approprié ou encore sur un retour d'expérience de terrain relatif à la corrosion, convenu avec l'utilisateur
final. La corrosion générale et localisée de l'acier au carbone obéit à un processus très lent; il convient donc
de calculer la vitesse de corrosion prévue pour les conditions de fonctionnement.
6.2.2 Mécanismes de corrosion
6.2.2.1 Généralités
Pour des systèmes d'hydrocarbures humides constitués d'acier au carbone ou d'alliage résistant à la
corrosion (CRA), il convient d'évaluer les mécanismes de corrosion indiqués dans le Tableau 2.
8 © ISO 2010 – Tous droits réservés
Tableau 2 — Matériaux sensibles aux mécanismes de corrosion interne dans les systèmes
d'hydrocarbures
Mécanisme de corrosion Aciers au carbone et acier CRA
faiblement allié
a
Corrosion induite par CO et HS Oui Oui
2 2
MIC Oui Oui
SSC/SCC induite par HS Oui Oui
HIC/SWC Oui Non
ASCC Oui Non
SCC sans H S Non Oui
a
La présence de H S associé à du CO peut également provoquer des phénomènes localisés de corrosion sur les CRA. Les
2 2
paramètres critiques sont la température, la teneur en chlorures, le pH et la pression partielle de H S. Il n'existe aucun seuil
communément accepté et les seuils varient en fonction du type de CRA.
6.2.2.2 Corrosion induite par CO et H S
2 2
La corrosion induite par le CO est l'un des mécanismes de corrosion les plus courants pour les aciers au
carbone dans les systèmes de production et de traitement du pétrole et du gaz. Les paramètres les plus
importants pour la corrosion induite par le CO sont la température, la pression partielle de CO , le pH, la
2 2
teneur en acides organiques et les conditions d'écoulement. Il existe plusieurs modèles de prévision de la
corrosion induite par le CO sur l'acier au carbone et il convient que le modèle utilisé soit convenu avec
l'utilisateur final.
La présence de H S combiné au CO influence la corrosion de l'acier au carbone. Le type de corrosion
2 2
dépend des proportions de ces constituants dans les fluides de production. Pour l'acier au carbone, les
conditions de corrosion où le H S est prépondérant, c'est-à-dire dans le cas d'une corrosion générale par
perte massique, se révèlent rarement problématiques dans la mesure où la couche de sulfure de fer sert
généralement de protection. Cela dit, si la couche est endommagée, une corrosion par piqûres localisée peut
alors faire son apparition. Le dépôt de soufre élémentaire ou de solides dû à des conditions d'écoulement
stagnant peut favoriser une telle corrosion localisée. Aucun modèle de corrosion communément accepté
n’existe pour prévoir ce type d'attaque localisée ; il convient alors que l'évaluation soit fondée sur l'expérience
acquise sur le terrain.
Une corrosion de surface peut se produire suite à la condensation de l'eau dans la partie supérieure du tube
sous régime d'écoulement stratifié. Les paramètres importants pour la corrosion de surface sont le régime
d'écoulement, la température de fonctionnement, le taux de condensation, la fugacité du CO et la teneur en
acides organiques. Il convient que la corrosion de surface soit évaluée à l'aide de modèles spécifiquement
mis en place à cet effet ou en utilisant des données d'essai rassemblées dans des conditions de
fonctionnement similaires. La corrosion de surface peut aussi être influencée par la présence de H S.
Dans des conditions d'écoulement, une corrosion accélérée par l'écoulement ou une corrosion induite par
l'érosion peut se produire. La corrosion accélérée par l'écoulement apparaîtra à des débits élevés en raison
du transport accéléré de la masse des réactifs et des produits de réaction. De nombreux modèles de
corrosion tiennent compte de l'influence de la corrosion accélérée par l'écoulement et il convient d'utiliser de
tels modèles pour la prévision de la vitesse de corrosion dans des conditions d'écoulement. A des vitesses
très élevées du fluide, même en l'absence de solides, la phase liquide peut avoir une énergie telle qu'elle
érode mécaniquement les couches de protection ou élimine le film protecteur d'inhibiteur dans les conduites
protégées et provoque une corrosion par érosion. En présence de solides, une telle érosion mécanique des
couches/films de protection peut se produire à des vitesses du fluide plus faibles. Dans les deux cas, la
conséquence est une vitesse de détérioration des matériaux plus rapide que celle calculée par la simple
addition des vitesses de corrosion et d'érosion prévues. Cette corrosion induite par l'érosion peut se produire
même lorsque de faibles vitesses d'érosion par le sable sont prévues dans des fluides corrosifs pour le
matériau considéré. De plus amples informations sur l'érosion par le sable sont fournies en 6.5.
6.2.2.3 Corrosion induite par un phénomène microbiologique
Une corrosion induite par un phénomène microbiologique (MIC) lié à des bactéries sulfatoréductrices, ou
d'autres bactéries telles que les bactéries productrices d'acide et les bactéries réduisant les nitrates, peut
entraîner des vitesses de corrosion localement élevées. Une vitesse d'écoulement lente à l'intérieur des
conduites augmente le risque de MIC.
Une MIC sera susceptible de se développer dans des bras morts et autres lieux de dépôt. Un nettoyage et un
traitement chimique peuvent prévenir une MIC. Il convient que la conception prenne en compte la nécessité
de points d'échantillonnage et de dispositifs d'injection de biocides.
NOTE En général, une MIC est générée par une bactérie sessile en contact avec un acier au carbone plutôt que par
une bactérie planctonique.
6.2.2.4 Fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC)/fissuration par corrosion sous
contrainte (SCC) induite par H S
L'évaluation et l'utilisation de matériaux dans des environnements contenant du H S et susceptibles de se
fissurer, y compris par HIC (fissuration induite par l'hydrogène), doivent être conformes aux exigences
spécifiées dans l'ISO 15156 (toutes les parties). Il convient que cette évaluation prévoie une évolution
possible de la teneur en H S à l'intérieur du réservoir, notamment lorsqu'une injection d'eau est prévue. La
déshydratation des gaz ou le recours à des inhibiteurs de corrosion ne peut dispenser du respect des
exigences relatives à l'utilisation de matériaux résistants au H S si les conditions sont par ailleurs qualifiées
d'acides selon les stipulations de l'ISO 15156 (toutes les parties).
6.2.2.5 Fissuration due à la corrosion sous contrainte en milieu alcalin
Des milieux alcalins contenant des composés tels que des amines, des caustiques ou des carbonates
peuvent provoquer une fissuration due à la corrosion sous contrainte en milieu alcalin (ASCC) des aciers au
carbone, notamment lorsque ces composés peuvent se concentrer, comme par exemple en présence de
fissures ou d'évaporation.
Les mesures d'atténuation habituelles peuvent comprendre un traitement thermique après soudage ou
moulage, l'utilisation de revêtements de protection, de CRA ou de matériaux non métalliques.
[26]
NOTE Il peut être fait référence à la NACE RP0403 pour des lignes directrices sur la fragilité caustique ou à
[18]
l'API RP 945 pour des lignes directrices sur la fissuration induite par les amines.
6.2.2.6 Fissuration par corrosion sous contrainte sans H S
En l'absence de H S et d'oxygène dissous, une SCC interne peut occasionnellement se produire dans les
systèmes de production de pétrole et de gaz en acier inoxydable. Cela s'explique par des conditions de
transformation locales générant une évaporation d'eau et un dépôt/une concentration de chlorures dans les
eaux à forte salinité et à haute température. Il convient que les systèmes susceptibles de rencontrer ce
phénomène soient conçus avec un dispositif d'injection d'eau douce pour prévenir toute concentration de
chlorures ou de matériaux résistants.
6.2.3 Paramètres de corrosion
6.2.3.1 Généralités
Il convient que les paramètres à prendre en compte pour une évaluation de la corrosion soient les suivants,
selon le cas:
a) CO ;
b) H S;
10 © ISO 2010 – Tous droits réservés
c) température;
d) acides organiques;
e) caractéristiques du pétrole/gaz et teneur en eau;
f) oxygène;
g) soufre élémentaire;
h) mercure (Hg);
i) substances chimiques produites.
Un exemple des teneurs à utiliser pour mettre au point une évaluation des matériaux dans des systèmes
d'hydrocarbures est fourni en Annexe A. Il convient de noter que la conception doit prendre en compte
l'éventualité d'une évolution des conditions de fonctionnement durant la durée de vie théorique d'une
installation, comme une augmentation de la proportion d'eau ou une acidification à l'intérieur du réservoir.
6.2.3.2 Teneurs en CO et H S
2 2
La plupart des modèles de prévision de la corrosion induite par le CO pour l'acier au carbone nécessitent
certaines informations en termes de fugacité du CO . Il convient d'utiliser la pression partielle du CO en
2 2
phase gazeuse, laquelle peut être calculée pour les conditions réelles. Dans le cas des tuyauteries/conduites
transportant des hydrocarbures liquides humides (pétrole et condensat), il convient d’utiliser la teneur en CO
et la pression totale dans la dernière étape de séparation pour estimer la vitesse de corrosion. Pour les
conduites transportant un gaz humide, la fugacité du CO dépend de la pression et de la température de
fonctionnement des conduites.
Pour compenser des conditions hors équilibre en aval d'une réduction de pression, il est possible de calculer
par hypothèse la vitesse de corrosion établie pour les conditions en amont de la réduction de pression.
La pression partielle est généralement utilisée pour l'évaluation de la fissuration avec HIC dans des conditions
de fonctionnement contenant du H S. Il convient d'utiliser la teneur en H S dans la phase gazeuse, qu'il
2 2
convient de calculer pour les conditions réelles.
La résistance à la corrosion et à la fissuration induite par H S varie en fonction du pH qu'il est difficile de
mesurer avec précision car cette mesure doit être effectuée dans des conditions de pression et de
température réelles. Par conséquent, il convient de calculer le pH selon un modèle adapté ou en utilisant
l'ISO 15156. Il convient que ce calcul soit fondé sur la fugacité du CO et du H S dans des conditions réelles
2 2
de pression, de température et de composition de l'eau de production. Il convient que la méthodologie choisie
soit convenue avec l'utilisateur final.
En l'absence d'une analyse complète de l'eau, il convient que les valeurs utilisées pour les évaluations de la
corrosion et de la fissuration soient convenues avec l'utilisateur final. Les valeurs suivantes peuvent être
utilisées pour une évaluation initiale:
pour des solutions représentatives d'eau condensée, comme dans les puits à gaz, il convient de calculer
le pH à partir de la température réelle et de la fugacité du CO /H S pour une eau pure; en l'absence de
2 2
données disponibles, un pH de 3,5 et une teneur en chlorures de 600 mg/l peuvent être utilisés
(1 000 mg/l de NaCl) (cela correspond à une fugacité du CO de 1,0 MPa);
pour des solutions représentatives d'eau de formation, comme dans les puits de pétrole, un pH de 4,5 et
une teneur en chlorures de 100 000 mg/l peuvent être utilisés (165 000 mg/l de NaCl).
Pour le calcul du pH utilisé pour les prévisions de la corrosion induite par le CO dans des environnements de
production de gaz contenant de l'eau condensée, il convient d'évaluer si l'eau contient des produits de
corrosion dans la mesure où ceux-ci font augmenter le pH et réduisent la corrosivité. En aval des tuyauteries
ou des équipements en CRA, tels que des refroidisseurs de gaz, il convient de présumer que l'eau est
exempte de tout produit de corrosion et potentiellement corrosive pour l'acier au carbone.
6.2.3.3 Température
Pour les aciers au carbone et les CRA, la résistance à la corrosion et à la SCC varie en fonction de la
température. Des calculs ou évaluations de sensibilité peuvent s'avérer nécessaires pour déterminer la plage
de températures la plus critique.
Pour l'évaluation de la corrosion, il convient de prévoir des périodes caractérisées par des températures
élevées, comme le traçage thermique, le nettoyage à la vapeur ou le rayonnement solaire.
Il convient également de tenir compte des températures prévalant pendant la construction, le transport, le
stockage et l'installation.
6.2.3.4 Acides organiques
Les acides organiques accroissent la corrosivité des fluides produits et il convient de tenir compte de leur
présence dans l'évaluation de la corrosion des aciers au carbone.
NOTE La corrosivité induite par les acides organiques est déterminée par la présence d'acides organiques
indissociés par opposition aux sels des acides organiques. Aussi est-il essentiel de tenir compte de l'analyse chimique
complète de l'eau.
6.2.3.5 Caractéristiques du pétrole/gaz et teneur en eau
Les effets de l'écoulement et les caractéristiques du liquide peuvent être à l'origine d'un entraînement de l'eau
dans la phase huileuse. Cela peut empêcher le contact entre la phase aqueuse séparée et la surface de
l'acier. Il convient néanmoins de considérer l'effet d'inhibition potentiel de la phase huileuse avec précaution.
Des essais en laboratoire peuvent être effectués pour déterminer si le pétrole peut être doté de propriétés
inhibitrices.
Un gaz est r
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
Loading comments...