ISO 17945:2015
(Main)Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Metallic materials resistant to sulfide stress cracking in corrosive petroleum refining environments
Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Metallic materials resistant to sulfide stress cracking in corrosive petroleum refining environments
ISO 17945:2015 establishes material requirements for resistance to SSC in sour petroleum refining and related processing environments containing H2S either as a gas or dissolved in an aqueous (liquid water) phase with or without the presence of hydrocarbon. This International Standard does not include and is not intended to include design specifications. Other forms of wet H2S cracking, environmental cracking, corrosion, and other modes of failure are outside the scope of this International Standard. It is intended to be used by refiners, equipment manufacturers, engineering contractors, and construction contractors. Specifically, this International Standard is directed at the prevention of SSC of equipment (including pressure vessels, heat exchangers, piping, valve bodies, and pump and compressor cases) and components used in the refining industry. Prevention of SSC in carbon steel categorized under P-No. 1 in Section IX of the ASME Boiler and Pressure Vessel Code (BPVC) is addressed by requiring compliance with NACE SP0472. ISO 17945:2015 applies to all components of equipment exposed to sour refinery environments (see Clause 6) where failure by SSC would (1) compromise the integrity of the pressure-containment system, (2) prevent the basic function of the equipment, and/or (3) prevent the equipment from being restored to an operating condition while continuing to contain pressure.
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Matériaux métalliques résistant à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures pour utilisation dans des environnements corrosifs de raffinage du pétrole
L'ISO 17945:2015 établit les exigences relatives aux matériaux pour la résistance à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures dans les milieux corrosifs liés au raffinage du pétrole et aux traitements associés contenant du H2S soit sous forme de gaz soit dissous dans une phase aqueuse (eau liquide) en présence ou non d'hydrocarbures. La présente Norme internationale ne contient pas (et n'est pas destinée à contenir) des spécifications de conception. Les autres formes de fissuration en milieu H2S humide, de fissuration induite par l'environnement, de corrosion et d'autres modes de défaillance ne relèvent pas du domaine d'application de la présente Norme internationale. Elle est destinée à être utilisée par les raffineurs, par les fabricants d'équipements, les entreprises d'ingénierie et les entreprises de construction. L'ISO 17945:2015 concerne spécifiquement la prévention de la fissuration sous contrainte induite par les sulfures des équipements (y compris les appareils à pression, les échangeurs de chaleur, les tuyauteries, les corps de vannes et les carters de pompes et de compresseurs) et des composants utilisés dans l'industrie du raffinage. La prévention de la fissuration sous contrainte induite par les sulfures dans un acier au carbone de catégorie P-1, selon la Section IX du code ASME applicable aux chaudières et aux appareils à pression (BPVC), est traitée par une exigence de conformité à la spécification NACE SP0472. L'ISO 17945:2015 s'applique à tous les éléments d'équipement exposés aux milieux corrosifs d'une raffinerie (voir Article 6), dont la défaillance par fissuration sous contrainte induite par les sulfures (1) compromettrait l'intégrité du système de confinement de la pression, (2) empêcherait le fonctionnement de base de l'équipement et/ou (3) empêcherait la remise en état de marche de l'équipement tout en continuant à contenir la pression.
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 17945
First edition
2015-04-15
Petroleum, petrochemical and
natural gas industries — Metallic
materials resistant to sulfide stress
cracking in corrosive petroleum
refining environments
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel —
Matériaux métalliques résistant à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures pour utilisation dans des environnements
corrosifs de raffinage du pétrole
Reference number
©
ISO 2015
© ISO 2015
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ii © ISO 2015 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Symbols and abbreviated terms . 3
5 Responsibilities . 3
5.1 Responsibilities of the end user . 3
5.2 Responsibility of the manufacturer . 4
6 Factors contributing to SSC . 4
6.1 General parameters affecting SSC . 4
6.2 Effect of material condition and stress level on susceptibility to SSC . 4
6.3 Effect of hydrogen permeation flux on SSC . 5
6.4 Effect of elevated temperature exposure on SSC . 5
6.5 Factors affecting time to failure due to SSC . 6
6.6 Bases for establishing whether equipment falls within the scope of this
International Standard . 6
7 Materials included in this International Standard . 6
8 Hardness requirements . 7
9 Procedure for the addition of new materials or processes . 8
9.1 General balloting requirements . 8
9.2 Field experience data requirements . . 8
9.3 Laboratory test data requirements . 8
10 New restrictions and deleted materials . 8
11 Qualification of unlisted alloys, conditions, and/or processes for specific applications .9
12 Standard road map . 9
13 Ferrous materials .11
13.1 Carbon and alloy steels .11
13.1.1 Requirements for all carbon and alloy steels .11
13.1.2 Requirements for carbon steels listed as P-No. 1 Group 1 or 2 in Section IX
of the ASME BPVC .11
13.1.3 Requirements for other carbon steels .11
13.1.4 Requirements for alloy steels listed with P-numbers in Section IX of the
ASME BPVC .12
13.1.5 Requirements for other alloy steels .12
13.1.6 Requirements for cold-formed carbon and alloy steels .12
13.1.7 Welding requirements for carbon steels listed as P-No. 1 in Section IX of
the ASME BPVC .12
13.1.8 Welding requirements for alloy steels listed as P-No. 3, 4, or 5A in Section
IX of the ASME BPVC .13
13.1.9 Corrosion resistant weld overlays, hard facing weld overlays, cladding,
and thermal spray coatings on carbon steels and alloy steels .13
13.2 Cast iron and ductile iron .13
13.3 Ferritic stainless steels .14
13.4 Martensitic stainless steels .14
13.4.1 Conventional martensitic stainless steels .14
13.4.2 Low-carbon martensitic stainless steels .14
13.4.3 Welding and overlays on martensitic stainless steels .15
13.5 Austenitic stainless steels .15
13.6 Specific austenitic stainless steel grades .16
13.7 Highly alloyed austenitic stainless steels .16
13.8 Duplex stainless steels.16
13.8.1 General requirements for duplex stainless steels .16
13.8.2 Welding requirements for duplex stainless steels .17
13.9 Precipitation-hardenable stainless steels .17
13.9.1 Austenitic precipitation-hardenable stainless steel .17
13.9.2 Martensitic precipitation-hardenable stainless steels .17
13.9.3 Welding requirements for precipitation-hardenable stainless steels .18
14 Nonferrous materials .19
14.1 Nickel alloys .19
14.1.1 Solid-solution nickel alloys .19
14.1.2 Precipitation-hardenable nickel alloys .20
14.2 Cobalt-Nickel-chromium-molybdenum alloys .20
14.3 Cobalt-nickel-chromium-tungsten alloys .21
14.4 Titanium alloys .21
14.5 Aluminium alloys .22
14.6 Copper alloys .22
15 Fabrication requirements .22
15.1 General fabrication requirements .22
15.2 Corrosion resistant overlays, hard facing overlays, and cladding .22
15.3 Welding .22
15.4 Cladding on carbon steels, alloy steels, and martensitic stainless steels .23
15.5 Identification stamping .23
15.6 Threading .24
15.6.1 Machine-cut threads .24
15.6.2 Cold-formed (rolled) threads .24
15.7 Cold-deformation processes .24
16 Bolting .24
16.1 General bolting requirements .24
16.2 Exposed bolting .24
16.3 Nonexposed bolting .25
17 Plating, coatings, and diffusion processes .25
18 Special components .25
18.1 General requirements for special components .25
18.2 Bearings .25
18.3 Springs .26
18.4 Instrumentation and control devices .26
18.4.1 General requirements for instrumentation and control devices .26
18.4.2 Diaphragms, pressure-measuring devices, and pressure seals .26
18.5 Seal rings and gaskets .26
18.6 Snap Rings .27
18.7 Special process parts .27
19 Valves .27
20 Compressors and pumps .27
Annex A (informative) Sulfide species plot .29
Annex B (informative) Background information on hardness testing and requirements .30
Annex C (normative) Welding procedure qualification hardness survey layouts .34
Bibliography .43
iv © ISO 2015 – All rights reserved
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 on the meaning of ISO specific terms and expressions related to conformity
assessment, as well as information about ISO’s adherence to the WTO principles in the Technical Barriers
to Trade (TBT), see the following URL: Foreword — Supplementary information.
The committee responsible for this document is ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries.
Introduction
The term “wet H S cracking”, as used in the refining industry, covers a range of damage mechanisms
that can occur because of the effects of hydrogen charging in wet H S refinery or gas plant process
environments. One of the types of material damage that can occur as a result of hydrogen charging
is sulfide stress cracking (SSC) of hard weldments and microstructures, which is addressed by this
International Standard. Other types of material damage include hydrogen blistering, hydrogen-induced
cracking (HIC), and stress-oriented hydrogen-induced cracking (SOHIC), which are not addressed by
this International Standard.
Historically, many end users, industry organizations (e.g. API), and manufacturers that have specified
and supplied equipment and products such as rotating equipment and valves to the refining industry
have used NACE MR0175/ISO 15156 to establish materials requirements to prevent SSC. However, it has
always been recognized that refining environments are outside the scope of NACE MR0175/ISO 15156,
which was developed specifically for the oil and gas production industry. In 2003, the first edition
of NACE MR0103 was published as a refinery-specific sour service metallic materials standard. This
International Standard is based on the good experience gained with NACE MR0175/ISO 15156, but
tailored to refinery environments and applications. Other references for this International Standard are
NACE SP0296, NACE Publication 8X194, NACE Publication 8X294, and the refining experience of the task
group members who developed NACE MR0103.
The materials, heat treatments, and material property requirements set forth in NACE MR0103
are based on extensive experience in the oil and gas production industry, as documented in NACE
MR0175/ISO 15156, and were deemed relevant to the refining industry by the task group.
This International Standard was developed on the basis of NACE MR0103.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 17945:2015(E)
Petroleum, petrochemical and natural gas industries —
Metallic materials resistant to sulfide stress cracking in
corrosive petroleum refining environments
1 Scope
This International Standard establishes material requirements for resistance to SSC in sour petroleum
refining and related processing environments containing H S either as a gas or dissolved in an aqueous
(liquid water) phase with or without the presence of hydrocarbon. This International Standard does
not include and is not intended to include design specifications. Other forms of wet H S cracking,
environmental cracking, corrosion, and other modes of failure are outside the scope of this International
Standard. It is intended to be used by refiners, equipment manufacturers, engineering contractors, and
construction contractors.
Specifically, this International Standard is directed at the prevention of SSC of equipment (including
pressure vessels, heat exchangers, piping, valve bodies, and pump and compressor cases) and components
used in the refining industry. Prevention of SSC in carbon steel categorized under P-No. 1 in Section IX of the
ASME Boiler and Pressure Vessel Code (BPVC) is addressed by requiring compliance with NACE SP0472.
This International Standard applies to all components of equipment exposed to sour refinery
environments (see Clause 6) where failure by SSC would (1) compromise the integrity of the pressure-
containment system, (2) prevent the basic function of the equipment, and/or (3) prevent the equipment
from being restored to an operating condition while continuing to contain pressure.
2 Normative references
The following documents, in whole or in part, are normatively referenced in this document and are
indispensable for its application. For dated references, only the edition cited applies. For undated
references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
NACE Standard TM0177, Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking and Stress
1)
Corrosion Cracking in H2S Environments
ANSI/NACE MR0175/ISO 15156, Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-
1)
containing environments in oil and gas production
ASTM A833, Standard Practice for Indentation Hardness of Metallic Materials by Comparison Hardness Testers
ASTM E384, Standard Test Method for Knoop and Vickers Hardness of Materials
ASTM E562, Standard Test Method for Determining Volume Fraction by Systematic Manual Point Count
SAE AMS2430, Shot Peening, Automatic
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1
lower transformation temperature
A
c1
temperature at which austenite begins to form during heating
1) NACE International, 1440 South Creek Dr., Houston, TX 77084-4906, USA.
3.2
upper transformation temperature
A
c3
temperature at which transformation of ferrite to austenite is completed during heating
3.3
alloy steel
iron-based alloy containing carbon (usually less than 2,5 %) and manganese (usually not less than
0,25 %), that contains specified minimum quantities for one or more alloying elements other than
manganese, silicon, and copper, and that does not specify a minimum chromium content greater than or
equal to 10 %
3.4
austenitic stainless steel
stainless steel whose microstructure, at room temperature, consists predominantly of austenite
3.5
carbon steel
iron-based alloy containing carbon (usually less than 2,0 %) and manganese (usually not less than
0,25 %), with no specified minimum quantity for any alloying element other than manganese, silicon,
and copper, and that contains only an incidental amount of any element other than carbon, silicon,
manganese, copper, sulfur, and phosphorus
3.6
cladding
metallurgically bonded layer (roll bonded, explosion bonded, or weld overlaid) of a corrosion-resistant alloy
material applied to the entire wetted surface of a substrate material that is relatively less corrosion-resistant
Note 1 to entry: See also weld overlay.
3.7
duplex stainless steel
austenitic/ferritic stainless steel
stainless steel whose microstructure at room temperature consists primarily of a mixture of
austenite and ferrite
3.8
end user
company or agency that owns and operates the component (e.g. vessel, piping, pump, compressor, etc.)
3.9
ferritic stainless steel
stainless steel whose microstructure, at room temperature, consists predominantly of ferrite
3.10
stainless steel
iron-based alloy containing 10,5 % mass fraction or more chromium, possibly with other elements
added to secure special properties
3.11
sulfide stress cracking
SSC
cracking of a metal under the combined action of tensile stress and corrosion in the presence of water
and H S (a form of hydrogen stress cracking)
3.12
thermal spray coating
high-temperature process by which finely divided metallic or nonmetallic materials are deposited in a
molten or semi-molten condition to form a coating on a surface when cooled
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3.13
weld overlay, corrosion resistant
deposition of one or more layers of corrosion resistant weld metal to the surface of a base material in an
effort to improve the corrosion resistance properties of the surface
Note 1 to entry: See also cladding.
3.14
weld overlay, hard facing
deposition of one or more layers of a weld metal to the surface of a material in an effort to improve the
wear resistance properties of the surface
4 Symbols and abbreviated terms
ANSI American National Standards Institute
API American Petroleum Institute
ASME ASME (formerly American Society of Mechanical Engineers)
AWS American Welding Society
BPVC boiler and pressure vessel code
HAZ heat-affected zone
HI heat input
HIC hydrogen-induced cracking
NACE NACE International (formerly National Association of Corrosion Engineers)
ppmw parts per million by weight, commonly expressed as mg/kg in SI units
PQR procedure qualification record
PREN pitting resistance equivalent number
PWHT postweld heat treatment
SOHIC stress-oriented hydrogen-induced cracking
SSC sulfide stress cracking
UNS unified numbering system (for metals and alloys)
WPQT welding procedure qualification test
5 Responsibilities
5.1 Responsibilities of the end user
5.1.1 It is the responsibility of the end user (or the end user’s agent) to determine the operating
conditions and to specify when this International Standard applies.
5.1.2 It is the end user’s (or the end user’s agent’s) responsibility to ensure that a material is satisfactory
in the intended environment. The end user (or the end user’s agent) may select specific materials for
use on the basis of operating conditions that include pressure, temperature, corrosiveness, and fluid
properties. A variety of candidate materials may be selected from this International Standard for any
given component. Unlisted materials may also be used based on either of the following processes.
a) If a metallurgical review based on scientific and/or empirical knowledge indicates that the SSC
resistance will be adequate, these materials may then be proposed for inclusion into the standard
using methods in Clause 9.
b) If a risk-based analysis indicates that the occurrence of SSC is acceptable in the subject application.
5.1.3 Other forms of wet H S cracking, environmental cracking, corrosion, and other modes of failure,
although outside the scope of this International Standard, should be considered in the design and
operation of equipment. Severely corrosive and/or hydrogen charging conditions may lead to failures
by mechanisms other than SSC and should be mitigated by methods that are outside the scope of this
International Standard.
5.2 Responsibility of the manufacturer
The manufacturer is responsible for meeting the metallurgical requirements of this International Standard.
6 Factors contributing to SSC
6.1 General parameters affecting SSC
SSC in refining equipment is affected by complex interactions of parameters including the following:
a) chemical composition, strength (as indicated by hardness), heat treatment, and microstructure of
the material exposed to the sour environment;
b) total tensile stress present in the material (applied plus residual);
c) hydrogen flux generated in the material, which is a function of the environment (i.e. presence of an
aqueous phase, H S concentration, pH, and other environmental parameters such as bisulfide ion
concentration and presence of free cyanides);
d) temperature;
e) time.
6.2 Effect of material condition and stress level on susceptibility to SSC
6.2.1 Material susceptibility to SSC is primarily related to material strength (as indicated by hardness),
which is affected by chemical composition, heat treatment, and microstructure. Materials with high
hardness generally have an increased susceptibility to SSC.
6.2.2 SSC has not generally been a concern for carbon steels typically used for refinery pressure vessels
and piping in wet H S service because these steels have sufficiently low hardness levels.
6.2.3 Improperly heat-treated metals, weld deposits, and heat-affected zones (HAZ), however, may
contain regions of high hardness.
6.2.4 Susceptibility for a given material increases with increased tensile stress.
6.2.5 Residual stresses contribute to the overall tensile stress level. High residual stresses associated
with welds increase susceptibility to SSC.
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6.2.6 Control of weldment hardness, with or without reduction of residual stresses, is a recognized
method for preventing SSC, as outlined in NACE SP0472 for P-No. 1 carbon steels.
6.3 Effect of hydrogen permeation flux on SSC
6.3.1 Susceptibility to SSC is also related to the hydrogen permeation flux in the steel, which is primarily
associated with two environmental parameters: pH and total sulfide content of the aqueous phase. In
–
a closed system at equilibrium condition, dissolved hydrogen sulfide (H S ), bisulfide ion (HS ), and
2 aq
2–
sulfide ion (S ) (sometimes called “soluble sulfide”) exist in an aqueous solution in different pH ranges.
6.3.2 The sulfide species plot exhibited in Figure A.1 shows their relative amounts present in an aqueous
solution at 25 C (77°F) as a function of pH. At pH less than 6, H S is the dominant (>90 % of total) sulfide
2 aq
specie present in the aqueous phase. At pH between 8 and 11, the dominant (>90 % of total) sulfide specie
–
present in the aqueous phase is HS . At pH greater than 13, the dominant (>90 % of total) sulfide specie
2– –
present in the aqueous phase is S . At pH 7, the system contains 50 % H S , 50 % HS , and virtually no
2 aq
2– – 2–
S . At pH 12, the system contains 50 % HS , 50 % S , and virtually no H S . The total sulfide content,
2 aq
therefore, refers to the total amount of all three sulfide species present in the aqueous phase (i.e. the sum
– 2–
of H S , HS , and S ).
2 aq
6.3.3 Typically, the hydrogen flux in steels has been found to be lowest in near-neutral pH solutions,
with increasing flux at both lower and higher pH values. Corrosion at lower pH values is typically caused
–
by H S , whereas corrosion at higher pH values is typically caused by high concentrations of HS .
2 aq
6.3.4 In many refinery sour water environments, the presence of dissolved ammonia (NH ) increases
–
the pH, thereby increasing the solubility of H S and resulting in a high HS concentration. At elevated
pH, the presence of free cyanides, which include dissolved hydrogen cyanide (HCN ) and cyanide ion
aq
–
(CN ), can further aggravate the degree of atomic hydrogen charging into the steel. Even though SSC
susceptibility is known to increase with total sulfide content of the aqueous phase, the presence of as little
as 1 ppmw total sulfide in the aqueous phase can cause SSC under conditions that promote aggressive
hydrogen charging.
6.3.5 For carbon steel, some environmental conditions known to cause SSC are those containing an
aqueous (liquid water) phase and either of the following:
a) >50 ppmw total sulfide content in the aqueous phase;
b) ≥1 ppmw total sulfide content in the aqueous phase and pH < 4;
c) ≥1 ppmw total sulfide content and ≥20 ppmw free cyanide in the aqueous phase, and pH > 7,6;
d) >0,3 kPa absolute (0,05 psia) partial pressure H S in the gas phase associated with the aqueous
phase of a process.
6.3.6 The high-pH sour environments differentiate refinery sour service from the oil and gas production
sour environments covered by NACE MR0175/ISO 15156, because many wet sour streams in oil and gas
production also contain carbon dioxide and, hence, exhibit a lower pH. Another major difference is that
chloride ion concentrations tend to be significantly lower in refinery sour services than in oil production
sour services.
6.4 Effect of elevated temperature exposure on SSC
The hydrogen charging potential increases with increasing temperature provided the aqueous
phase is not eliminated by the elevated temperature. Elevated temperature promotes dissociation of
H S (thereby producing more monatomic hydrogen), and increases the diffusion rates of monatomic
hydrogen in metals, thereby promoting hydrogen charging. However, cracking potential is maximized
at near-ambient temperature. This distinction is important because metals can become charged during
high-temperature exposure and subsequently crack during excursions to lower temperatures (such as
during shutdowns).
6.5 Factors affecting time to failure due to SSC
The time to failure decreases as material strength, total tensile stress, and environmental charging
potential increase. Exposure time to cause SSC can be very short, if the other SSC factors favour
susceptibility. Some susceptible equipment can fail even during short sour water excursions such as
those encountered during equipment shutdowns.
6.6 Bases for establishing whether equipment falls within the scope of this
International Standard
The end user (or the end user’s agent) shall determine whether the parameters necessary to cause SSC
exist in the process environment, and whether the equipment falls within the scope of this International
Standard. The end user (or the end user’s agent) may rely on experience, risk-based analysis, or the
above guidance (notably that related to environmental conditions provided in 6.3 and 6.4) to make this
determination. When determining whether the equipment falls within the scope of this International
Standard, consideration should be given to all plant operating scenarios and the likely impact on the
materials of construction, i.e. normal operations, operational upsets, alternate (possible future)
operations, and start-up/shutdown conditions (e.g. presulfiding of catalysts).
7 Materials included in this International Standard
7.1 Materials included in this International Standard are resistant to, but not necessarily immune to,
SSC. Materials have been included based on their demonstrated resistance to SSC in field applications, in
SSC laboratory testing, or both.
7.2 Listed materials do not all exhibit the same level of resistance to SSC. Standard laboratory SSC
tests, such as those addressed in NACE Standard TM0177, are accelerated and severe tests. Materials that
successfully pass these tests are generally more resistant to cracking in sour service than materials that
fail the tests. Many alloys included in this International Standard perform satisfactorily in sour service
even though they may crack in laboratory tests.
7.3 Improper design, processing, installation, or handling can cause resistant materials to become
susceptible to SSC.
7.4 No effort has been made in this International Standard to rank materials based on their relative
resistance to SSC. Selection of the appropriate material for a given application depends on a number
of factors, including mechanical properties, corrosion resistance, and relative resistance to SSC, and is
beyond the scope of this International Standard.
7.5 There are a number of instances where this International Standard specifically references the
ASME BPVC. There are other instances where this International Standard references specific industry
standards and/or designations for material grades, conditions, and testing requirements (e.g. ASTM,
NACE, API, and UNS numbers). In these cases, the use of alternate “equivalent” standards, grade
designations, condition designations, or testing methods shall only be permitted when approved by the
end user. It is the responsibility of the agency requesting the substitution to provide to the end user
sufficient information, data, etc. in order to prove “equivalency.” If it is not clear that an alternate standard,
grade designation, and/or condition designation is identical to the standard, grade designation, and/or
condition designation specified in this International Standard, the end user is strongly advised to follow
the requirements stipulated in Clause 11 to evaluate the acceptability of the alternate material.
6 © ISO 2015 – All rights reserved
8 Hardness requirements
8.1 Hardness is related to tensile strength, a primary factor in SSC susceptibility. Because hardness
testing is non-destructive and requires relatively minor component/specimen preparation compared
with tensile testing, it is commonly used by manufacturers in production quality control and by users in
field inspection. As such, a maximum allowable hardness is specified as a primary requirement for many
of the materials in this International Standard.
8.2 Several different hardness scales are used in this International Standard. The most commonly used
scales are Rockwell “C” (HRC), Rockwell “B” (HRBS), Brinell (HBW), and Vickers 49 N (5 kgf) or 98 N
(10 kgf) (HV 5 or HV 10). Background information on these hardness scales and the logic behind the
various references is provided in Annex B.
8.3 Hardness testing and reporting shall be performed in strict compliance with the methods described in
the appropriate ASTM or ISO standards. Annex B lists the appropriate standards for the various test methods.
8.4 The standard test parameters (indenters, loads, and major-load dwell time) shall be used for all
Rockwell hardness tests. The specimen temperature for Rockwell hardness testing shall be 10 °C to
35 °C (50 °F to 95 °F). No lubricant shall be used. Because Brinell hardness tests are only indicated for
steel materials in this International Standard, all Brinell hardness tests shall be performed using 29,4 kN
(3 000 kgf) load, a 10 mm indenter, and the standard dwell time of 10 s to 15 s.
8.5 In some cases, maximum allowable hardness values are provided in both HRC (or HRBS) and HBW.
In those instances, either scale may be used.
8.6 When hardness requirements are stated in HBW, and testing using stationary Brinell hardness
equipment is not viable, testing shall be performed using the comparison hardness test method (commonly,
but incorrectly, referred to as portable Brinell hardness testing).
8.7 When applicable, the conversion tables in ASTM E140 or ISO 18265 shall be used for conversion of
hardness values obtained by other test methods to HRC, HRBS, or HBW values. However, tables for many
materials do not exist in those standards. The tables should be used only for materials that are specifically
listed. Conversions may be performed based on empirical data for materials that are not covered when
approved by the end user. When converted hardness values are used, they shall be reported in accordance
with the requirements specified in ASTM E140 or ISO 18265.
8.8 Sufficient hardness tests shall be made to establish the actual hardness of the material being
examined. Individual hardness readings exceeding the specified value shall be considered acceptable if
the average of several readings taken within close proximity does not exceed the specified value and no
individual reading exceeds the specified value by more than 2 HRC (or by more than 5 % in the case of
HBW or HV 10).
8.9 Acceptance criteria for microhardness testing using Knoop or Vickers hardness test methods (see
ASTM E384) are outside the scope of this International Standard. See Annex B for more information.
8.10 The use of portable hardness testing methods to verify compliance with the requirements of
this International Standard is prohibited unless explicitly approved by the end user. The one exception
that does not require end user approval is the use of comparison hardness testing in accordance with
ASTM A833 to evaluate weld deposits as specified in NACE SP0472 (see Annex B).
9 Procedure for the addition of new materials or processes
9.1 General balloting requirements
New materials and/or processes may be balloted based on field experience and/or laboratory test data.
9.2 Field experience data requirements
9.2.1 Field experience data shall document the alloy composition(s), condition(s), and hardness
level(s), the process fluid parameters that influence SSC, and the exposure history.
9.2.2 In certain alloy families (such as duplex stainless steels), microstructure is also a critical variable,
and shall also be documented.
9.3 Laboratory test data requirements
9.3.1 The laboratory testing of materials shall be performed in accordance with NACE Standard
TM0177. If actual service conditions are outside these limits, SSC of approved materials may be possible.
9.3.2 The candidate material shall be tested in accordance with the test procedures established in NACE
Standard TM0177. The tensile bar, C-ring, bent beam, and double-cantilever beam test specimens described
in NACE Standard TM0177 are accepted test specimens. Any of these test specimens may be used.
9.3.3 A minimum of three test specimens from each of three different commercially prepared
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 17945
Première édition
2015-04-15
Industries du pétrole, de la
pétrochimie et du gaz naturel —
Matériaux métalliques résistant à la
fissuration sous contrainte induite
par les sulfures pour utilisation dans
des environnements corrosifs de
raffinage du pétrole
Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Metallic
materials resistant to sulfide stress cracking in corrosive petroleum
refining environments
Numéro de référence
©
ISO 2015
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sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie, l’affichage sur
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ii © ISO 2015 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .vi
Introduction .vii
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 2
4 Symboles et abréviations . 3
5 Responsabilités . 4
5.1 Responsabilités de l’utilisateur final . 4
5.2 Responsabilité du fabricant . 4
6 Facteurs contribuant à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) .4
6.1 Paramètres généraux ayant une incidence sur la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) . 4
6.2 Effet de l’état du matériau et du niveau de contrainte sur la sensibilité à la
fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) . 5
6.3 Effet du flux de perméation d’hydrogène sur la fissuration sous contrainte induite
par les sulfures (SSC) . 5
6.4 Effet de l’exposition à des températures élevées sur la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) . 6
6.5 Facteurs ayant une incidence sur la durée de fonctionnement avant défaillance
due à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) . 6
6.6 Bases permettant de déterminer si un équipement relève du domaine
d’application de la présente Norme internationale . 7
7 Matériaux inclus dans la présente Norme internationale . 7
8 Exigences de dureté . 8
9 Procédure d’ajout de nouveaux matériaux ou procédés . 9
9.1 Exigences générales relatives au vote . 9
9.2 Exigences relatives aux données fondées sur l’expérience acquise sur le terrain . 9
9.3 Exigences relatives aux données d’essais en laboratoire . 9
10 Nouvelles restrictions et matériaux supprimés.10
11 Qualification d’alliages, d’états et/ou de procédés non répertoriés pour des
applications spécifiques .10
12 Guide de la norme .11
13 Matériaux ferreux .12
13.1 Aciers au carbone et aciers alliés .12
13.1.1 Exigences relatives aux aciers au carbone et aux aciers alliés .12
13.1.2 Exigences relatives aux aciers au carbone répertoriés en tant que
P-1 Groupe 1 ou 2 dans la section IX du code BPVC de l’ASME .13
13.1.3 Exigences relatives aux autres aciers au carbone .13
13.1.4 Exigences relatives aux aciers alliés répertoriés avec des numéros P dans
la Section IX du code BPVC de l’ASME .13
13.1.5 Exigences relatives aux autres aciers alliés .13
13.1.6 Exigences relatives aux aciers au carbone et aux aciers alliés formés à froid .13
13.1.7 Exigences relatives au soudage des aciers au carbone répertoriés en tant
que P-1 dans la Section IX du code BPVC de l’ASME .14
13.1.8 Exigences relatives au soudage des aciers alliés répertoriés en tant
que P-3, P-4 ou P-5A dans la section IX du code BPVC de l’ASME .14
13.1.9 Rechargements par soudage résistant à la corrosion, rechargements
par soudage de surfaçage de renfort, placages et revêtements projetés à
chaud sur des aciers au carbone et des aciers alliés .14
13.2 Fonte et fonte ductile .15
13.3 Aciers inoxydables ferritiques .15
13.4 Aciers inoxydables martensitiques .16
13.4.1 Aciers inoxydables martensitiques conventionnels .16
13.4.2 Aciers inoxydables martensitiques à faible teneur en carbone .16
13.4.3 Soudage et rechargements d’aciers inoxydables martensitiques .16
13.5 Aciers inoxydables austénitiques .17
13.6 Nuances spécifiques d’aciers inoxydables austénitiques .18
13.7 Aciers inoxydables austénitiques fortement alliés .18
13.8 Aciers inoxydables duplex.19
13.8.1 Exigences générales relatives aux aciers inoxydables duplex .19
13.8.2 Exigences relatives au soudage des aciers inoxydables duplex .19
13.9 Aciers inoxydables à durcissement structural .19
13.9.1 Acier inoxydable austénitique à durcissement structural .19
13.9.2 Aciers inoxydables martensitiques à durcissement structural .19
13.9.3 Exigences relatives au soudage des aciers inoxydables à
durcissement structural .20
14 Matériaux non ferreux.21
14.1 Alliages de nickel .21
14.1.1 Alliages de nickel en solution solide .21
14.1.2 Alliages de nickel à durcissement structural .22
14.2 Alliages cobalt-nickel-chrome-molybdène .23
14.3 Alliages cobalt-nickel-chrome-tungstène .23
14.4 Alliages de titane .23
14.5 Alliages d’aluminium .24
14.6 Alliages de cuivre .24
15 Exigences relatives à la fabrication .24
15.1 Exigences générales relatives à la fabrication .24
15.2 Rechargements résistant à la corrosion, par surfaçage de renfort et placage .25
15.3 Soudage .25
15.4 Placage sur des aciers au carbone, des aciers alliés et des aciers
inoxydables martensitiques.25
15.5 Marquage par poinçons .26
15.6 Taraudage .26
15.6.1 Filets usinés à la machine .26
15.6.2 Filets formés à froid (laminés) .26
15.7 Procédés de déformation à froid .27
16 Boulonnerie .27
16.1 Exigences générales relatives à la boulonnerie .27
16.2 Boulonnerie exposée .27
16.3 Boulonnerie non exposée .28
17 Placage, revêtements et processus de diffusion .28
18 Composants spéciaux .28
18.1 Exigences générales relatives aux composants spéciaux .28
18.2 Paliers .28
18.3 Ressorts .29
18.4 Instrumentation et dispositifs de commande .29
18.4.1 Exigences générales relatives à l’instrumentation et aux dispositifs
de commande.29
18.4.2 Membranes, dispositifs de mesurage de la pression et joints de pression .29
18.5 Bagues et garnitures d’étanchéité .30
18.6 Circlips.30
18.7 Pièces subissant un traitement spécial .30
19 Vannes .30
20 Compresseurs et pompes .30
iv © ISO 2015 – Tous droits réservés
Annexe A (informative) Tracé relatif aux espèces de sulfure .32
Annexe B (informative) Informations de base concernant les essais et exigences de dureté .33
Annexe C (normative) Dispositions pour le contrôle de la dureté lors de la qualification
d’un mode opératoire de soudage .38
Bibliographie .47
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 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. 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 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’OMC concernant les obstacles techniques au commerce (OTC), voir le lien suivant: Avant-propos —
Informations supplémentaires.
Le comité chargé de l’élaboration du présent document est l’ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures
en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel.
vi © ISO 2015 – Tous droits réservés
Introduction
L’expression «fissuration en milieu H S humide», telle qu’elle est utilisée dans l’industrie du raffinage,
couvre un éventail de mécanismes d’endommagement pouvant se produire en raison des effets de
chargement en hydrogène dans les environnements contenant de l’H S humide associés aux procédés
mis en œuvre dans les raffineries et les usines de traitement de gaz. L’un des types d’endommagement
des matériaux pouvant se produire sous l’effet du chargement en hydrogène est la fissuration sous
contrainte induite par les sulfures (SSC) des soudures et microstructures de forte dureté, qui est
traitée dans la présente Norme internationale. Les autres types d’endommagement des matériaux
comprennent le cloquage par l’hydrogène, la fissuration induite par l’hydrogène (HIC) et la fissuration
induite par l’hydrogène orientée sous contrainte (SOHIC), qui ne sont pas traitées dans la présente
Norme internationale.
Dans le passé, de nombreux utilisateurs finaux, organismes industriels (API par exemple) et fabricants
qui ont spécifié et fourni à l’industrie du raffinage des équipements et des produits, tels que des machines
tournantes et des appareils de robinetterie, ont utilisé la NACE MR0175/ISO 15156 pour établir les
exigences relatives aux matériaux visant à prévenir la fissuration sous contrainte induite par les sulfures.
Toutefois, il a toujours été admis que les environnements de raffinage ne relèvent pas du domaine
d’application de la NACE MR0175/ISO 15156, qui a été spécifiquement élaborée pour l’industrie de
production de pétrole et de gaz. En 2003, la première édition de la NACE MR0103 a été publiée en tant que
standard relatif aux matériaux métalliques pour service H S spécifique aux raffineries. La présente Norme
internationale est fondée sur l’expérience acquise avec la NACE MR0175/ISO 15156, mais adaptée aux
environnements et applications de raffinerie. Les autres références pour la présente Norme internationale
sont la NACE SP0296, la publication NACE 8X194, la publication NACE 8X294, ainsi que l’expérience en
matière de raffinage des membres du groupe de travail qui a élaboré la norme NACE MR0103.
Les exigences relatives aux matériaux, aux traitements thermiques et aux propriétés des matériaux
énoncées dans la NACE MR0103 sont fondées sur une vaste expérience dans l’industrie de production
de pétrole et de gaz, documentée dans la norme NACE MR0175/ISO 15156, et ont été jugées pertinentes
pour l’industrie du raffinage par le groupe de travail.
La présente Norme internationale a été élaborée en se fondant sur la NACE MR0103.
NORME INTERNATIONALE ISO 17945:2015(F)
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz
naturel — Matériaux métalliques résistant à la fissuration
sous contrainte induite par les sulfures pour utilisation
dans des environnements corrosifs de raffinage du pétrole
1 Domaine d’application
La présente Norme internationale établit les exigences relatives aux matériaux pour la résistance à
la fissuration sous contrainte induite par les sulfures dans les milieux corrosifs liés au raffinage du
pétrole et aux traitements associés contenant du H S soit sous forme de gaz soit dissous dans une
phase aqueuse (eau liquide) en présence ou non d’hydrocarbures. La présente Norme internationale
ne contient pas (et n’est pas destinée à contenir) des spécifications de conception. Les autres formes de
fissuration en milieu H S humide, de fissuration induite par l’environnement, de corrosion et d’autres
modes de défaillance ne relèvent pas du domaine d’application de la présente Norme internationale.
Elle est destinée à être utilisée par les raffineurs, par les fabricants d’équipements, les entreprises
d’ingénierie et les entreprises de construction.
La présente Norme internationale concerne spécifiquement la prévention de la fissuration sous
contrainte induite par les sulfures des équipements (y compris les appareils à pression, les échangeurs
de chaleur, les tuyauteries, les corps de vannes et les carters de pompes et de compresseurs) et des
composants utilisés dans l’industrie du raffinage. La prévention de la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures dans un acier au carbone de catégorie P-1, selon la Section IX du code ASME
applicable aux chaudières et aux appareils à pression (BPVC), est traitée par une exigence de conformité
à la spécification NACE SP0472.
La présente Norme internationale s’applique à tous les éléments d’équipement exposés aux milieux
corrosifs d’une raffinerie (voir Article 6), dont la défaillance par fissuration sous contrainte induite par
les sulfures (1) compromettrait l’intégrité du système de confinement de la pression, (2) empêcherait
le fonctionnement de base de l’équipement et/ou (3) empêcherait la remise en état de marche de
l’équipement tout en continuant à contenir la pression.
2 Références normatives
Les documents ci-après, dans leur intégralité ou non, sont des références normatives indispensables à
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).
NACE Standard TM0177, Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking and Stress
1)
Corrosion Cracking in H2S Environments
ANSI/NACE MR0175/ISO 15156, Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-
1)
containing environments in oil and gas production
ASTM A833, Standard Practice for Indentation Hardness of Metallic Materials by Comparison Hardness
Testers
ASTM E384, Standard Test Method for Knoop and Vickers Hardness of Materials
ASTM E562, Standard Test Method for Determining Volume Fraction by Systematic Manual Point Count
SAE AMS2430, Shot Peening, Automatic
1) NACE International, 1440 South Creek Dr., Houston, TX 77084-4906, USA.
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
3.1
température de transformation inférieure
A
c1
température du début de la formation de l’austénite au chauffage
3.2
température de transformation supérieure
A
c3
température à laquelle la transformation de la ferrite en austénite est achevée au chauffage
3.3
acier allié
alliage ferreux contenant du carbone (généralement moins de 2,5 %) et du manganèse (généralement
au moins 0,25 %), qui contient des quantités minimales spécifiées d’un ou plusieurs éléments d’alliage
autres que le manganèse, le silicium et le cuivre, et qui ne spécifie pas une teneur minimale en chrome
supérieure ou égale à 10 %
3.4
acier inoxydable austénitique
acier inoxydable dont la microstructure, à température ambiante, est principalement constituée
d’austénite
3.5
acier au carbone
alliage ferreux contenant du carbone (généralement moins de 2,0 %) et du manganèse (généralement
au moins 0,25 %), sans quantité minimale spécifiée de tout élément d’alliage autre que le manganèse,
le silicium et le cuivre, et qui contient seulement une quantité accessoire de tout élément autre que le
carbone, le silicium, le manganèse, le cuivre, le soufre et le phosphore
3.6
placage
couche d’un matériau d’alliage (colaminée, plaquée par explosion, ou rechargée par soudage) résistant à
la corrosion appliquée sur la totalité de la surface exposée d’un matériau sous-jacent qui est relativement
moins résistant à la corrosion et liée métallurgiquement à celui-ci
Note 1 à l’article: Voir également le rechargement par soudage.
3.7
acier inoxydable duplex
acier inoxydable austéno-ferritique
acier inoxydable dont la microstructure, à température ambiante, est principalement constituée d’un
mélange d’austénite et de ferrite
3.8
utilisateur final
entreprise ou intermédiaire qui possède et utilise le composant (par exemple appareil, tuyauterie,
pompe, compresseur, etc.)
3.9
acier inoxydable ferritique
acier inoxydable dont la microstructure, à température ambiante, est principalement constituée de ferrite
3.10
acier inoxydable
alliage ferreux contenant une fraction massique de 10,5 % ou plus de chrome et éventuellement d’autres
éléments ajoutés pour obtenir des propriétés particulières
2 © ISO 2015 – Tous droits réservés
3.11
fissuration sous contrainte induite par les sulfures
SSC
fissuration d’un métal sous l’action combinée d’une contrainte de traction et d’une corrosion en
présence d’eau et de H S (forme de rupture induite par l’hydrogène)
3.12
revêtement projeté à chaud
traitement thermique à haute température par le biais duquel les inclusions métalliques ou non
métalliques finement dispersés sont déposés dans un état de fusion complète ou partielle pour former,
une fois refroidis, un revêtement sur une surface
3.13
rechargement par soudage, résistant à la corrosion
dépôt d’une ou de plusieurs couches de métal fondu résistant à la corrosion sur la surface d’un matériau
de base visant à améliorer les propriétés de résistance à la corrosion de la surface
Note 1 à l’article: Voir également placage.
3.14
rechargement par soudage, surfaçage de renfort
dépôt d’une ou de plusieurs couches de métal fondu sur la surface d’un matériau visant à améliorer les
propriétés de résistance à l’usure de la surface
4 Symboles et abréviations
ANSI American National Standards Institute
API American Petroleum Institute
ASME ASME (anciennement American Society of Mechanical Engineers)
AWS American Welding Society
BPVC Boiler and Pressure Vessel Code, code applicable aux chaudières et aux appareils à pres-
sion
ZAT zone affectée thermiquement
HI apport de chaleur
HIC fissuration induite par l’hydrogène (Hydrogen-Induced Cracking)
NACE NACE International (anciennement National Association of Corrosion Engineers)
ppmw parties par million en masse, généralement exprimé en mg/kg en unités SI
PV-QMO procès-verbal de qualification de mode opératoire
PREN nombre équivalent de résistance à la corrosion par piqûres (Pitting Resistance Equiva-
lent Number)
PWHT traitement thermique après soudage (PostWeld Heat Treatment)
SOHIC fissuration induite par l’hydrogène orientée sous contrainte (Stress-Oriented Hydrogen-
Induced Cracking)
SSC fissuration sous contrainte induite par les sulfures (Sulfide Stress Cracking)
UNS système de numérotation unifié (Unified Numbering System) (pour les métaux et les
alliages)
EQ-MOS épreuve de qualification de mode opératoire de soudage
5 Responsabilités
5.1 Responsabilités de l’utilisateur final
5.1.1 Il est de la responsabilité de l’utilisateur final (ou de son représentant) de déterminer les
conditions de service et de spécifier quand la présente Norme internationale s’applique.
5.1.2 Il est de la responsabilité de l’utilisateur final (ou de son représentant) de s’assurer qu’un
matériau est satisfaisant dans l’environnement prévu. L’utilisateur final (ou son représentant) peut
sélectionner des matériaux spécifiques à utiliser en fonction des conditions de service qui comprennent
la pression, la température, la corrosivité et les propriétés du fluide. Divers matériaux candidats peuvent
être choisis dans la présente Norme internationale pour un composant donné. Des matériaux non
énumérés peuvent également être utilisés en se fondant sur l’un des processus suivants:
a) lorsqu’un examen des analyses métallurgiques basé sur des connaissances scientifiques et/ou
empiriques indique que la résistance à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC)
sera adéquate. Ces matériaux peuvent alors être proposés en vue de leur inclusion dans la norme en
utilisant les méthodes de l’Article 9;
b) lorsqu’une analyse des risques indique que l’occurrence d’une fissuration sous contrainte induite
par les sulfures (SSC) est acceptable dans l’application considérée.
5.1.3 Bien qu’elles ne relèvent pas du domaine d’application de la présente Norme internationale, il
convient, lors de la conception et de l’exploitation des équipements, de tenir compte des autres formes
de fissuration en milieu H S humide, de fissuration induite par l’environnement, de corrosion et d’autres
modes de défaillance. Des conditions fortement corrosives et/ou de charge d’hydrogène importante
peuvent entraîner des défaillances par des mécanismes autres que la fissuration sous contrainte induite
par les sulfures (SSC) et il convient de les atténuer par des méthodes ne relevant pas du domaine
d’application de la présente Norme internationale.
5.2 Responsabilité du fabricant
Le fabricant est responsable de la satisfaction des exigences métallurgiques de la présente Norme
internationale.
6 Facteurs contribuant à la fissuration sous contrainte induite par les
sulfures (SSC)
6.1 Paramètres généraux ayant une incidence sur la fissuration sous contrainte induite
par les sulfures (SSC)
La fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) des équipements de raffinage est affectée
par des interactions complexes de paramètres comprenant:
a) la composition chimique, la résistance mécanique (telle qu’indiquée par la dureté), le traitement
thermique et la microstructure du matériau exposé au milieu H S;
b) la contrainte totale de traction présente dans le matériau (appliquée plus résiduelle);
4 © ISO 2015 – Tous droits réservés
c) le flux d’hydrogène généré dans le matériau, qui dépend de l’environnement (c’est-à-dire de
la présence d’une phase aqueuse, de la concentration en H S, du pH et d’autres paramètres
environnementaux tels que la concentration en ion bisulfure et la présence de cyanures libres);
d) la température;
e) la durée.
6.2 Effet de l’état du matériau et du niveau de contrainte sur la sensibilité à la
fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC)
6.2.1 La sensibilité d’un matériau à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) est
principalement liée à la résistance mécanique du matériau (telle qu’indiquée par la dureté) qui est
affectée par la composition chimique, le traitement thermique et la microstructure. Les matériaux ayant
une dureté élevée présentent généralement une sensibilité accrue à la fissuration sous contrainte induite
par les sulfures (SSC).
6.2.2 La fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) n’est généralement pas préoccupante
pour les aciers au carbone habituellement utilisés pour les appareils à pression et les tuyauteries en service
H S humide dans les raffineries parce que ces aciers ont des niveaux de dureté suffisamment faibles.
6.2.3 Les métaux ayant subi un traitement thermique inapproprié, les dépôts de soudure et les zones
affectées thermiquement (ZAT) peuvent toutefois contenir des zones de dureté élevée.
6.2.4 La sensibilité à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) d’un matériau donné
augmente lorsque la contrainte de traction augmente.
6.2.5 Les contraintes résiduelles contribuent au niveau global de contrainte de traction. Les contraintes
résiduelles élevées associées aux soudures augmentent la sensibilité à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC).
6.2.6 Le contrôle de la dureté des soudures, avec ou sans réduction des contraintes résiduelles, est une
méthode reconnue de prévention de la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC), comme
décrit dans la spécification NACE SP0472 pour les aciers au carbone P-1.
6.3 Effet du flux de perméation d’hydrogène sur la fissuration sous contrainte induite
par les sulfures (SSC)
6.3.1 La sensibilité à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) est également liée
au flux de perméation d’hydrogène dans l’acier, qui est principalement associé à deux paramètres
environnementaux: le pH et la teneur totale en sulfures de la phase aqueuse. Dans un système fermé à
– 2–
l’équilibre, l’hydrogène sulfuré dissous (H S ), l’ion bisulfure (HS ) et l’ion sulfure (S ) (parfois appelé
2 aq
«sulfure soluble») sont présents dans une solution aqueuse dans différentes gammes de pH.
6.3.2 Le tracé des espèces de sulfure présenté à la Figure A.1 montre leurs quantités relatives présentes
dans une solution aqueuse à 25 °C (77 °F) en fonction du pH. Lorsque le pH est inférieur à 6, H S est
2 aq
l’espèce de sulfure dominante (> 90 % du total) dans la phase aqueuse. Lorsque le pH est compris entre 8
–
et 11, l’espèce de sulfure dominante (> 90 % du total) dans la phase aqueuse est HS . Lorsque le pH est
2–
supérieur à 13, l’espèce de sulfure dominante (> 90 % du total) dans la phase aqueuse est S . Lorsque
– 2–
le pH est égal à 7, le système contient 50 % de H S , 50 % de HS et pratiquement pas de S . Lorsque le
2 aq
– 2–
pH est égal à 12, le système contient 50 % de HS , 50 % de S et pratiquement pas de H S . La teneur
2 aq
totale en sulfures se rapporte donc à la quantité totale des trois espèces de sulfure présentes dans la
– 2–
phase aqueuse (c’est-à-dire la somme de H S , HS , et S ).
2 aq
6.3.3 Habituellement, le flux d’hydrogène dans les aciers s’est avéré être le plus bas dans des solutions
de pH proche du neutre, le flux augmentant à des valeurs de pH inférieures et supérieures. À de faibles
valeurs de pH, la corrosion est habituellement provoquée par H S , alors qu’à des valeurs élevées de pH,
2 aq
–
la corrosion est habituellement provoquée par de fortes concentrations de HS .
6.3.4 Dans les nombreux milieux aqueux acides des raffineries, la présence d’ammoniac dissous (NH )
augmente le pH, ce qui a pour effet d’augmenter la solubilité du H S et d’aboutir à une concentration
–
élevée en HS . Lorsque le pH est élevé, la présence de cyanures libres, qui comprennent le cyanure
–
d’hydrogène (HCN ) et l’ion cyanure (CN ), peut aggraver encore le degré de charge d’hydrogène
aq
atomique dans l’acier. Bien que la sensibilité à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC)
soit connue pour augmenter avec la teneur totale en sulfures de la phase aqueuse, une teneur totale en
sulfures aussi faible que 1 ppmw dans la phase aqueuse peut provoquer une fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) dans des conditions favorisant la charge d’hydrogène agressif.
6.3.5 Pour les aciers au carbone, les conditions environnementales connues pour provoquer une
fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) sont celles associant une phase aqueuse à:
a) une teneur totale en sulfures > 50 ppmw dans la phase aqueuse;
b) une teneur totale en sulfures ≥ 1 ppmw dans la phase aqueuse et un pH < 4;
c) une teneur totale en sulfures ≥ 1 ppmw et une teneur en cyanures libres ≥ 20 ppmw dans la phase
aqueuse, et un pH > 7,6;
d) une pression partielle absolue de H S > 0,3 kPa (0,05 psia) dans la phase gazeuse associée à la phase
aqueuse d’un procédé.
6.3.6 Les milieux-H S à pH élevé distinguent le service H S des raffineries des milieux H S de
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production de pétrole et de gaz couverts par la NACE MR0175/ISO 15156, parce que de nombreux
effluents acides humides en production de pétrole et de gaz contiennent également du dioxyde de
carbone et présentent donc un pH plus faible. Une autre différence majeure est que les concentrations
en ion chlorure tendent à être nettement plus faibles dans les services H S des raffineries que dans les
services H S de production de pétrole.
6.4 Effet de l’exposition à des températures élevées sur la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC)
Le pouvoir de chargement en hydrogène augmente lorsque la température augmente à condition que
la phase aqueuse ne soit pas éliminée par la température élevée. Une température élevée favorise
la dissociation du H S (produisant ainsi davantage d’hydrogène monoatomique) et augmente les
vitesses de diffusion de l’hydrogène monoatomique dans les métaux, favorisant ainsi le chargement
en hydrogène. Néanmoins, le pouvoir de fissuration est maximal à une température proche de la
température ambiante. Cette distinction est importante parce que les métaux peuvent se charger
pendant l’exposition à des températures élevées, puis se fissurer pendant leur refroidissement (par
exemple pendant les arrêts).
6.5 Facteurs ayant une incidence sur la durée de fonctionnement avant défaillance due
à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC)
La durée de fonctionnement avant défaillance diminue lorsque la résistance mécanique du matériau,
la contrainte de traction totale et le pouvoir de chargement de l’environnement augmentent. La durée
d’exposition provoquant une fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) peut être très
courte si les autres facteurs de fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) augmentent
la sensibilité. Certains équipements sensibles peuvent subir une défaillance même pendant de courtes
excursions d’exposition en eau acide telles que celles rencontrées pendant les arrêts de l’équipement.
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6.6 Bases permettant de déterminer si un équipement relève du domaine d’application
de la présente Norme internationale
L’utilisateur final (ou son représentant) doit déterminer si les paramètres nécessaires pour provoquer
une fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) existent dans l’environnement du
procédé et si l’équipement relève du domaine d’application de la présente Norme internationale.
Pour cette détermination, l’utilisateur final (ou son représentant) peut s’appuyer sur l’expérience,
sur une analyse des risques ou sur les lignes directrices ci-dessus (notamment celles relatives aux
conditions environnementales données en 6.3 et 6.4). Pour déterminer si l’équipement relève du
domaine d’application de la présente Norme internationale, il convient de tenir compte de tous les
scénarios d’exploitation de l’installation et de l’impact probable sur les matériaux de construction,
c’est-à-dire opérations normales, conditions de fonctionnement perturbées, autres opérations (futures
éventuellement) et conditions de démarrage/arrêt (par exemple sulfuration préalable de catalyseurs).
7 Matériaux inclus dans la présente Norme internationale
7.1 Les matériaux inclus dans la présente Norme internationale sont résistants, mais pas
nécessairement insensibles, à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC). Les matériaux
ont été inclus en se fondant sur leur résistance à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures
(SSC) démontrée dans des applications sur le terrain et/ou lors d’essais de fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) réalisés en laboratoire.
7.2 Les matériaux énumérés ne présentent pas le même niveau de résistance à la fissuration sous
contrainte induite par les sulfures (SSC). Les essais normalisés de fissuration sous contrainte induite par
les sulfures (SSC) réalisés en laboratoire, tels que ceux traités dans la NACE/TM 0177, sont des essais
accélérés et sévères. Les matériaux qui passent avec succès ces essais sont généralement plus résistants
à la fissuration en service H S que les matériaux qui échouent à ces essais. De nombreux alliages inclus
dans la présente Norme internationale se comportent de façon satisfaisante en service H S, même s’ils
peuve
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