ISO 15156-2:2020
(Main)Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production — Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons
Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production — Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons
This document gives requirements and recommendations for the selection and qualification of carbon and low-alloy steels for service in equipment used in oil and natural gas production and natural gas treatment plants in H2S-containing environments, whose failure can pose a risk to the health and safety of the public and personnel or to the environment. It can be applied to help to avoid costly corrosion damage to the equipment itself. It supplements, but does not replace, the materials requirements of the appropriate design codes, standards or regulations. This document addresses the resistance of these steels to damage that can be caused by sulfide stress cracking (SSC) and the related phenomena of stress-oriented hydrogen-induced cracking (SOHIC) and soft-zone cracking (SZC). This document also addresses the resistance of these steels to hydrogen-induced cracking (HIC) and its possible development into stepwise cracking (SWC). This document is concerned only with cracking. Loss of material by general (mass loss) or localized corrosion is not addressed. Table 1 provides a non-exhaustive list of equipment to which this document is applicable, including exclusions. This document applies to the qualification and selection of materials for equipment designed and constructed using load controlled design methods. For design utilizing strain-based design methods, see ISO 15156-1:2020, Clause 5. Annex A lists SSC-resistant carbon and low alloy steels, and A.2.4 includes requirements for the use of cast irons. This document is not necessarily suitable for application to equipment used in refining or downstream processes and equipment.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements contenant de l'hydrogène sulfuré (H2S) 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
Le présent document spécifie des exigences et donne des recommandations concernant la sélection et la qualification des aciers au carbone et des aciers faiblement alliés dans des équipements utilisés pour la production de pétrole et de gaz naturel et dans des installations de traitement de gaz naturel en milieux contenant de l'hydrogène sulfuré (H2S), où toute défaillance peut présenter un risque pour la santé et la sécurité du public et du personnel ou pour l'environnement. Il peut être appliqué pour aider à prévenir les dommages coûteux occasionnés par la corrosion aux équipements. Elle complète, sans toutefois s'y substituer, les exigences concernant les matériaux dans les codes de construction, normes ou autres réglementations appropriés. Le présent document traite de la résistance de ces aciers aux dommages pouvant être causés par la fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC, stress-oriented hydrogen-induced cracking) et de la fissuration des zones de plus faible dureté (SZC, soft-zone cracking). Le présent document traite également de la résistance de ces aciers à la fissuration induite par l’hydrogène (HIC, hydrogen-induced cracking) et au développement possible en fissuration en gradins (SWC, stepwise cracking). Le présent document ne porte que sur la fissuration. Toute perte de matériau par corrosion générale (perte de masse) ou localisée n'est pas étudiée. Le Tableau 1 donne une liste non exhaustive d'équipements relevant du domaine d'application du présent document et comprenant une liste d'équipements pouvant en être exclus. Le présent document s'applique à la qualification et au choix des matériaux pour les équipements conçus et construits sur la base des méthodes de calcul sous charge contrôlée. Pour les conceptions effectuées sur la base de méthodes de calcul basées sur le niveau de déformation acceptable, voir l'ISO 15156‑1:2020, Article 5. L'Annexe A donne la liste des aciers au carbone et faiblement alliés résistants à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) et elle comprend, au niveau du Paragraphe A.2.4, les exigences d'utilisation des fontes. Le présent document ne convient pas nécessairement à des équipements utilisés dans des processus et des équipements de raffinage ou en aval.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 15156-2
Fourth edition
2020-11
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
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
Reference number
©
ISO 2020
© ISO 2020
All rights reserved. Unless otherwise specified, or required in the context of its implementation, no part of this publication may
be reproduced or utilized otherwise in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting
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Published in Switzerland
ii © ISO 2020 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .iv
Introduction .v
1 Scope . 1
2 Normative references . 2
3 Terms and definitions . 3
4 Symbols and abbreviated terms . 6
5 Purchasing information . 7
6 Factors affecting the behaviour of carbon and low alloy steels in H S-containing
environments . 7
7 Qualification and selection of carbon and low-alloy steels with resistance to SSC,
SOHIC and SZC . 8
7.1 Option 1 — Selection of SSC-resistant steels (and cast irons) using A.2 . 8
7.1.1 For p < 0,3 kPa (0,05 psi) . 8
HS
7.1.2 For p ≥ 0,3 kPa (0,05 psi) . 8
HS
7.2 Option 2 — Selection of steels for specific sour-service applications or for ranges
of sour service . 8
7.2.1 Sulfide stress cracking . 8
7.2.2 SOHIC and SZC .10
7.3 Hardness requirements .10
7.3.1 General.10
7.3.2 Parent metals .10
7.3.3 Welds .11
7.4 Other fabrication methods .16
8 Evaluation of carbon and low alloy steels for their resistance to HIC/SWC .16
9 Marking, labelling, and documentation .17
Annex A (normative) SSC-resistant carbon and low alloy steels (and requirements and
recommendations for the use of cast irons) .18
Annex B (normative) Qualification of carbon and low-alloy steels for H S service by
laboratory testing .27
Annex C (informative) Determination of H S partial pressure and use of alternative parameters .35
Annex D (informative) Recommendations for determining pH .40
Annex E (informative) Information that should be supplied for material purchasing .45
Bibliography .47
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/ directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www .iso .org/ patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT), see www .iso .org/
iso/ foreword .html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore
structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries, in collaboration with the European
Committee for Standardization (CEN) Technical Committee CEN/TC 12, Materials, equipment and
offshore structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries, in accordance with the
Agreement on technical cooperation between ISO and CEN (Vienna Agreement).
This fourth edition cancels and replaces the third edition (ISO 15156-2:2015), which has been
technically revised. The main changes compared to the previous edition are as follows:
— corrections of temperature conversion for welding (see A.2.1.4), vold deformation and stress relief
(see A.2.1.6), identification stamping (see A.2.1.9), tubulars and tubular components (see A.2.2.3.4),
compressor impellers (see A.2.3.3.2);
— title change from Shear rams to Rams in A.2.3.2.2;
— addition of C110 and changes the designation of C95 to R95 in Table A.3;
— reference change to NACE TM0316 in Table B.1;
— addition of reference to BS 8701 in B.4.3;
— changes and additions to Table B.3;
— modification of Annex C to include alternative parameters and expanded explanation for the use of
chemical activity and fugacity, and to provide some general guidance for the use of thermodynamic
modeling for the determination of environmental severity.
A list of all parts in the ISO 15156 series can be found on the ISO website.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www .iso .org/ members .html.
iv © ISO 2020 – All rights reserved
Introduction
The consequences of sudden failures of metallic oil and gas field components, associated with their
exposure to H S-containing production fluids, led to the preparation of the first edition of NACE MR0175,
which was published in 1975 by the National Association of Corrosion Engineers, now known as NACE
International.
The original and subsequent editions of NACE MR0175 established limits of H S partial pressure above
which precautions against sulfide stress cracking (SSC) were always considered necessary. They
also provided guidance for the selection and specification of SSC-resistant materials when the H S
thresholds were exceeded. In more recent editions, NACE MR0175 has also provided application limits
for some corrosion-resistant alloys, in terms of environmental composition and pH, temperature and
H S partial pressures.
In separate developments, the European Federation of Corrosion issued EFC Publication 16 in 1995 and
EFC Publication 17 in 1996. These documents are generally complementary to those of NACE though
they differed in scope and detail.
In 2003, the publication of the ISO 15156-series and NACE MR0175/ISO 15156 was completed for the
first time. These technically identical documents utilized the above sources to provide requirements
and recommendations for materials qualification and selection for application in environments
containing wet H S in oil and gas production systems. They are complemented by NACE TM0177 and
NACE TM0284 test methods.
The revision of this document, i.e. ISO 15156-2,involves a consolidation of all changes agreed
and published in the Technical Circular 1, ISO 15156-2:2015/Cir.1:2017, the Technical Circular 2,
ISO 15156-2:2015/Cir.2:2018 and the Technical Circular 3, ISO 15156-2:2015/Cir.3:2019, published by
the ISO 15156 series Maintenance Agency secretariat at DIN.
The changes were developed by and approved by the ballot of, representative groups from within
the oil and gas production industry. The great majority of these changes stem from issues raised by
document users. A description of the process by which these changes were approved can be found at
the ISO 15156 series maintenance website: www .iso .org/ iso15156maintenance.
When found necessary by oil and gas production industry experts, future interim changes to this
document will be processed in the same way and will lead to interim updates to this document in
the form of Technical Corrigenda or Technical Circulars. Document users should be aware that such
documents can exist and can impact the validity of the dated references in this document.
The ISO 15156 series Maintenance Agency at DIN was set up after approval by the ISO Technical
Management Board given in document 34/2007. This document describes the make up of the agency,
which includes experts from NACE, EFC and ISO/TC 67, and the process for approval of amendments.
It is available from the ISO 15156 series maintenance website and from the ISO/TC 67 Secretariat. The
website also provides access to related documents that provide more detail of the ISO 15156 series
maintenance activities.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 15156-2:2020(E)
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
WARNING — Carbon and low-alloy steels and cast irons selected using this document are
resistant to cracking in defined H S-containing environments in oil and gas production but
not necessarily immune to cracking under all service conditions. It is the equipment user's
responsibility to select the carbon and low alloy steels and cast irons suitable for the intended
service.
1 Scope
This document gives requirements and recommendations for the selection and qualification of carbon
and low-alloy steels for service in equipment used in oil and natural gas production and natural gas
treatment plants in H S-containing environments, whose failure can pose a risk to the health and safety
of the public and personnel or to the environment. It can be applied to help to avoid costly corrosion
damage to the equipment itself. It supplements, but does not replace, the materials requirements of the
appropriate design codes, standards or regulations.
This document addresses the resistance of these steels to damage that can be caused by sulfide stress
cracking (SSC) and the related phenomena of stress-oriented hydrogen-induced cracking (SOHIC) and
soft-zone cracking (SZC).
This document also addresses the resistance of these steels to hydrogen-induced cracking (HIC) and its
possible development into stepwise cracking (SWC).
This document is concerned only with cracking. Loss of material by general (mass loss) or localized
corrosion is not addressed.
Table 1 provides a non-exhaustive list of equipment to which this document is applicable, including
exclusions.
This document applies to the qualification and selection of materials for equipment designed and
constructed using load controlled design methods. For design utilizing strain-based design methods,
see ISO 15156-1:2020, Clause 5.
Annex A lists SSC-resistant carbon and low alloy steels, and A.2.4 includes requirements for the use of
cast irons.
This document is not necessarily suitable for application to equipment used in refining or downstream
processes and equipment.
Table 1 — List of equipment
This document is applicable to materials used
Exclusions
for the following equipment
Drilling, well construction and well-servicing Equipment exposed only to drilling fluids of controlled
a
equipment composition
Drill bits
b
Blowout preventer (BOP) shear blades
Drilling riser systems
Work strings
c
Wireline and wireline equipment
Surface and intermediate casing
d
Wells, including subsurface equipment, gas lift Sucker rod pumps and sucker rods
equipment, wellheads and christmas trees
Electric submersible pumps
Other artificial lift equipment
Slips
Flow-lines, gathering lines, field facilities and field Crude oil storage and handling facilities operating at a
processing plants total absolute pressure below 0,45 MPa (65 psi)
Water-handling equipment Water-handling facilities operating at a total absolute
pressure below 0,45 MPa (65 psi)
Water injection and water disposal equipment
Natural gas treatment plants —
Transportation pipelines for liquids, gases and Lines handling gas prepared for general commercial
multiphase fluids and domestic use
For all equipment above Components loaded only in compression
a
See A.2.3.2.3 for more information.
b
See A.2.3.2.1 for more information.
c
Wireline lubricators and lubricator connecting devices are not excluded.
d
For sucker rod pumps and sucker rods, reference can be made to NACE MR0176.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 6506 (all parts), Metallic materials — Brinell hardness test
ISO 6507 (all parts), Metallic materials — Vickers hardness test
ISO 6508 (all parts), Metallic materials — Rockwell hardness test
ISO 6892-1, Metallic materials — Tensile testing — Part 1: Method of test at room temperature
ISO 10423, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Wellhead and
christmas tree equipment
ISO 15156-1:2020, 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
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
2 © ISO 2020 – All rights reserved
1)
NACE TM0177 , Laboratory testing of metals for resistance to sulfide stress cracking and stress corrosion
cracking in H S environments
NACE TM0284, Evaluation of pipeline and pressure vessel steels for resistance to hydrogen-induced cracking
NACE TM0316, Four-point bend testing of materials for oil and gas applications
2)
SAE AMS-2430 , Shot Peening
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 15156-1 and the following apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at http:// www .electropedia .org/
3.1
Brinell hardness
HBW
hardness value of a material measured normally using a 10 mm diameter tungsten carbide ball indenter
with a force of 29,42 kN
Note 1 to entry: The measurement shall be in accordance with the ISO 6506 series. Here, ASTM E10 is equivalent
to ISO 6506-1.
3.2
bubble-point pressure
p
B
pressure under which gas bubbles form in a liquid at a particular operating temperature
Note 1 to entry: See C.2.
3.3
burnishing
process of smoothing surfaces using frictional contact between the material and some other hard
pieces of material, such as hardened steel balls
3.4
casting
metal that is obtained at or near its finished shape by the solidification of molten metal in a mould
3.5
cast iron
iron-carbon alloy containing approximately 2 % to 4 % mass fraction carbon
3.5.1
grey cast iron
cast iron that displays a grey fracture surface due to the presence of flake graphite
3.5.2
white cast iron
cast iron that displays a white fracture surface due to the presence of cementite
1) www .nace .org
2) www .sae .org
3.5.3
malleable iron
white cast iron that is thermally treated to convert most or all of the cementite to graphite (temper carbon)
3.5.4
ductile iron
nodular cast iron
cast iron that has been treated while molten with an element (usually magnesium or cerium) that
spheroidizes the graphite
3.6
cementite
microstructural constituent of steels composed principally of iron carbide (Fe C)
3.7
cold deforming
cold forging
cold forming
cold working
deforming metal plastically under conditions of temperature and strain rate that induce strain-
hardening, usually, but not necessarily, conducted at room temperature
3.8
fitness-for-purpose
suitability for use under the expected service conditions
3.9
free-machining steel
steel to which elements such as sulfur, selenium and lead have been added intentionally to improve
machineability
3.10
lower critical temperature
temperature of a ferrous metal at which austenite begins to form during heating or at which the
transformation of austenite is completed during cooling
3.11
nitriding
case-hardening process in which nitrogen is introduced into the surface of metallic materials (most
commonly ferrous alloys)
EXAMPLE Liquid nitriding, gas nitriding, ion nitriding and plasma nitriding.
3.12
normalize
heating a ferrous metal to a suitable temperature above the transformation range (austenitizing),
holding at temperature for a suitable time and then cooling in still air (or protective atmosphere) to a
temperature substantially below the transformation range
3.13
plastically deformed
permanently deformed by stressing beyond the limit of elasticity, i.e. the limit of proportionality of
stress to strain
3.14
pressure-containing part
part whose failure to function as intended results in a release of retained fluid to the atmosphere
EXAMPLE Valve bodies, bonnets and stems.
4 © ISO 2020 – All rights reserved
3.15
quenched and tempered
quench hardened and then tempered
3.16
Rockwell C hardness
HRC
hardness value of a material measured using a Rockwell C diamond cone indenter with a force of 1 471 N
Note 1 to entry: The measurement shall be in accordance with the ISO 6508 series. Here, ASTM E18 is equivalent
to ISO 6508-1.
3.17
shot-peening
inducing compressive stresses in the surface layer of a material by bombarding it with a selected
medium (usually round steel shot) under controlled conditions
3.18
stress relief
heating a metal to a suitable temperature, holding at that temperature long enough to reduce residual
stresses, and then cooling slowly enough to minimize the development of new residual stresses
3.19
tempering
heat treatment by heating to a temperature below the lower critical temperature, for the purpose
of decreasing the hardness and increasing the toughness of hardened steel, hardened cast iron and,
sometimes, normalized steel
3.20
tensile strength
ultimate strength
ratio of maximum load to original cross-sectional area
Note 1 to entry: See ISO 6892-1.
3.21
test batch
group of items representing a production batch whose conformity with a specified requirement can be
determined by testing representative samples in accordance with a defined procedure
3.22
tubular component
cylindrical component (pipe) having a longitudinal hole, used in drilling/production operations for
conveying fluids
3.23
Vickers hardness
HV
hardness value of a material using a diamond pyramid indenter and one of a variety of possible
applied loads
Note 1 to entry: The measurement shall be in accordance with the ISO 6507 series. Here, ASTM E384 is equivalent
to ISO 6507-1.
3.24
weldment
portion of a component on which welding has been performed, including the weld metal, the heat-
affected zone, and the adjacent parent metal
3.25
weld metal
portion of a weldment that has been molten during welding
3.26
wrought
formed to a desired shape by working (rolling, extruding, forging, etc.), usually at an elevated
temperature
4 Symbols and abbreviated terms
AYS actual yield strength
CLR crack length ratio
CSR crack surface ratio
CTR crack thickness ratio
DCB double cantilever beam (test)
FPB four-point bend (test)
HBW Brinell hardness
HIC hydrogen-induced cracking
HRC Rockwell hardness (scale C)
HSC hydrogen stress cracking
OCTG oil country tubular goods, i.e. casing, tubing and drill pipe
p partial pressure of H S
HS
p partial pressure of CO
CO
R 0,2 % proof stress in accordance with ISO 6892-1
p0,2
SMYS specified minimum yield strength
SOHIC stress-oriented hydrogen-induced cracking
SSC sulfide stress cracking
SWC stepwise cracking
SZC soft-zone cracking
T temperature
UNS Unified Numbering System (from SAE-ASTM, Metals and alloys in the Unified Numbering System)
UT uniaxial tensile (test)
6 © ISO 2020 – All rights reserved
5 Purchasing information
5.1 The preparation of material purchasing specifications can require co-operation and exchange of
data between the equipment user, the equipment supplier and the material manufacturer to ensure that
the material purchased conforms with ISO 15156-1 and this document.
5.2 The following information shall be provided:
— preferred material types and/or grades (if known);
— equipment type (if known);
— reference to this document;
— acceptable bases for selection of materials for SSC resistance (see Clause 7);
— requirements for HIC resistance (see Clause 8).
5.3 The equipment user and the equipment supplier/material manufacturer may agree that carbon or
low-alloy steels other than those described and/or listed in Annex A may be selected subject to suitable
qualification testing in accordance with Annex B and ISO 15156-1. The qualification requirements may
be extended to include resistance to SOHIC and SZC.
If the purchaser intends to make use of such agreements, extensions and qualifications, the appropriate
additional information shall be clearly indicated in the materials purchasing specification. This
information may include
— requirements for SSC testing (see 7.1 and 7.2),
— service conditions for specific sour-service application, and
— other special requirements.
5.4 Annex C describes how to calculate the H S partial pressure and Annex D gives guidance on how to
determine the pH-value of a fluid.
5.5 The information required for material purchasing shall be entered on suitable data sheets.
Suggested formats are given in Annex E.
6 Factors affecting the behaviour of carbon and low alloy steels in H S-
containing environments
The behaviour of carbon and low-alloy steels in H S-containing environments is affected by complex
interactions of parameters, including the following:
a) chemical composition, method of manufacture, product form, strength, hardness of the material
and its local variations, amount of cold work, heat-treatment condition, microstructure,
microstructural uniformity, grain size and cleanliness of the material;
b) H S partial pressure or equivalent concentration in the water phase;
c) chloride ion concentration in the water phase;
d) acidity (pH) of the water phase;
e) presence of sulfur or other oxidants;
f) exposure to non-production fluids;
g) exposure temperature;
h) total tensile stress (applied plus residual);
i) exposure time.
These factors shall be considered when using this document for the selection of materials suitable for
environments containing H S in oil and gas production systems.
7 Qualification and selection of carbon and low-alloy steels with resistance to
SSC, SOHIC and SZC
7.1 Option 1 — Selection of SSC-resistant steels (and cast irons) using A.2
7.1.1 For p < 0,3 kPa (0,05 psi)
HS
The selection of materials for SSC resistance for p below 0,3 kPa (0,05 psi) is not considered in detail
HS
in this document. Normally, no special precautions are required for the selection of steels for use under
these conditions, nevertheless, highly susceptible steels can crack. Additional information on factors
affecting susceptibility of steels and attack by cracking mechanisms other than SSC is given in 7.2.1.
7.1.2 For p ≥ 0,3 kPa (0,05 psi)
HS
If the partial pressure of H S in the gas is equal to or greater than 0,3 kPa (0,05 psi), SSC-resistant steels
shall be selected using A.2.
NOTE 1 The steels described or listed in A.2 are considered resistant to SSC in oil and natural-gas production
and natural-gas treatment plants.
NOTE 2 Users concerned with the occurrence of SOHIC and/or SZC can refer to Option 2 (see 7.2.2).
NOTE 3 For HIC and SWC, see Clause 8.
7.2 Option 2 — Selection of steels for specific sour-service applications or for ranges of
sour service
7.2.1 Sulfide stress cracking
7.2.1.1 General
Option 2 allows the user to qualify and select materials for sulfide stress cracking (SSC) resistance for
specific sour-service applications or for ranges of sour service.
For a given material, the limits of environmental and metallurgical variables defined for specific sour
service or for a range of sour service by qualification in accordance with Option 2 may replace any
limits of environmental and metallurgical variables listed for that material in A.2 (Option 1).
The use of option 2 can require knowledge of both the in situ pH and the H S partial pressure and their
variations with time; see ISO 15156-1.
Option 2 facilitates the purchase of bulk materials, such as OCTG or line pipe, where the economic
incentive to use materials not described nor listed in Annex A outweighs the additional qualification
and other costs that can be incurred. Steels for other equipment may also be qualified. In some cases,
this requires an agreement between the supplier and the equipment user with respect to test and
acceptance requirements. Such agreements shall be documented.
Option 2 can also facilitate fitness-for-purpose evaluations of existing carbon or low-alloy steel
equipment exposed to sour-service conditions more severe than assumed in the current design.
8 © ISO 2020 – All rights reserved
7.2.1.2 SSC regions of environmental severity
The severity of the sour environment, determined in accordance with ISO 15156-1, with respect to the
SSC of a carbon or low-alloy steel shall be assessed using Figure 1. In defining the severity of the H S-
containing environment, the possibility of exposure to unbuffered, condensed aqueous phases of low
pH during upset operating conditions or downtime, or to acids used for well stimulation and/or the
backflow of stimulation acid after reaction should be considered.
Key
X H S partial pressure, expressed in kilopascals
Y in situ pH
0 region 0
1 SSC region 1
2 SSC region 2
3 SSC region 3
NOTE 1 The discontinuities in the figure below 0,3 kPa (0,05 psi) and above 1 MPa (150 psi) partial pressure
H S reflect uncertainty with respect to the measurement of H S partial pressure (low p ) and the steel’s
2 2
HS
performance outside these limits (for both low and high p ).
HS
NOTE 2 Guidance on the calculation of H S partial pressure is given in Annex C.
NOTE 3 Guidance on the calculation of pH is given in Annex D.
Figure 1 — Regions of environmental severity with respect to the SSC of carbon and low-
alloy steels
7.2.1.3 Region 0 — For p < 0,3 kPa (0,05 psi)
HS
Normally, no precautions are required for the selection of steels for use under these conditions.
Nevertheless, a number of factors, as follows, that can affect a steel's performance in this region should
be considered.
— Steels that are highly susceptible to SSC and HSC can crack.
— Steel's physical and metallurgical properties affect its inherent resistance to SSC and HSC;
see Clause 6.
— Very high-strength steels can suffer HSC in aqueous environments without H S. Above about
965 MPa (140 ksi) yield strength, attention should be given to steel composition and processing to
ensure that these steels do not exhibit SSC or HSC in region 0 environments.
— Stress concentrations increase the risk of cracking.
7.2.1.4 SSC regions 1, 2 and 3
Referring to the regions of severity of the exposure as defined in Figure 1, steels for region 1 may be
selected using A.2, A.3 or A.4; steels for region 2 may be selected using A.2 or A.3; and steels for region 3
may be selected using A.2.
In the absence of suitable choices from Annex A, carbon and low-alloy steels may be tested and qualified
for use under specific sour-service conditions or for use throughout a given SSC region. Testing and
qualification shall be in accordance with ISO 15156-1 and Annex B.
Documented field experience may also be used as the basis for material selection for a specific sour-
service application; see ISO 15156-1.
7.2.2 SOHIC and SZC
The user should consider SOHIC and SZC, as defined in ISO 15156-1, when evaluating carbon steels in
plate form and their welded products for sour service in H S-containing environments.
B.4 provides guidance on test methods and acceptance criteria to evaluate resistance to SOHIC and SZC.
NOTE The occurrence of these phenomena is rare and they are not well understood. They have caused
sudden failures in parent steels (SOHIC) and in the HAZ of welds (SOHIC and SZC). Their occurrence is thought to
be restricted to carbon steels. The presence of sulfur or oxygen in the service environment is thought to increase
the probability of damage by these mechanisms.
7.3 Hardness requirements
7.3.1 General
The hardness of parent materials and of welds and their heat-affected zones play important roles in
determining the SSC resistance of carbon and low alloy steels. Hardness control can be an acceptable
means of obtaining SSC resistance.
7.3.2 Parent metals
If hardness measurements on parent metal are specified, sufficient hardness tests shall be made to
establish the actual hardness of the steel being examined. Individual HRC readings exceeding the
value permitted by this document may be considered acceptable if the average of several readings
taken within close proximity does not exceed the value permitted by this document and no individual
reading is greater than 2 HRC above the specified value. Equivalent requirements shall apply to other
10 © ISO 2020 – All rights reserved
methods of hardness measurement when specified in this document or referenced in a manufacturing
specification.
NOTE The number and location of hardness tests on parent metal are not specified in the ISO 15156 series.
[38]
For ferritic steels, EFC Publication 16 shows graphs for the conversion of hardness readings, from
Vickers (HV) to Rockwell (HRC) and from Vickers (HV) to Brinell (HBW), derived from the tables of
ASTM E140 and ISO 18265. Other conversion tables also exist. Users may establish correlations for
individual materials.
7.3.3 Welds
7.3.3.1 General
The metallurgical changes that occur on welding carbon and low-alloy steels affect their susceptibility
to SSC, SOHIC and SZC.
Processes and consumables should be selected in accordance with good practice and to achieve the
required cracking resistance.
Welding shall be carried out in conformance with appropriate codes and standards as agreed between
the supplier and the purchaser. Welding procedure specifications (WPSs) and procedure qualification
records (PQRs) shall be available for inspection by the equipment user.
The qualification of welding procedures for sour service shall include hardness testing in accordance
with 7.3.3.2, 7.3.3.3 and 7.3.3.4.
7.3.3.2 Hardness testing methods for welding procedure qualification
Hardness testing for welding procedure qualification shall normally be carried out using the Vickers
HV 10 or HV 5 method in accordance with ISO 6507-1, or the Rockwell method in accordance with
ISO 6508-1 using the 15N scale.
NOTE For the purposes of this provision, ASTM E384 is equivalent to ISO 6507-1 and ASTM E18 is equivalent
to ISO 6508-1.
The HRC method may be used for welding procedure qualification if the design stress does not exceed
two-thirds of SMYS and the welding procedure specification includes post-weld heat treatment. The use
of the HRC method for welding procedure qualification in all other cases shall require the agreement of
the equipment user.
NOTE Hardness surveys using the Vickers or Rockwell 15N testing method produce a more detailed picture
of weld hardness and its variations. Hardness surveys using the HRC testing method might not detect small zones
in welds or HAZs where the hardness exceeds the acceptance criteria for the Vickers or Rockwell 15N testing
method. The significance of such small hard zones is not well understood.
The use of other hardness testing methods shall require the agreement of the equipment user.
The Vickers or Rockwell 15N hardness testing method shall be used for the qualification of alternative
weld-hardness acceptance criteria as permitted in 7.3.3.4.
7.3.3.3 Hardness surveys for welding procedure qualification
Vickers hardness surveys shall be in accordance with Figure 2 for butt welds, Figure 3 for fillet welds
and Figure 4 for repair and partial penetration welds. HRC surveys of butt welds shall be in accordance
with Figure 5. Survey requirements for other joint configurations shall be developed from these figures.
Hardness surveys for qualification of overlay welding procedures shall be in accordance with Figure 6.
Dimensions in millimetres
Key
1 weld heat-affected zone (visible after etching)
a
Lines of survey.
b
Hardness impressions: Impressions 2, 3, 6, 7, 10, 11, 14, 15, 17 and 19 should be entirely within the heat-
affected zone and located as close as possible to the fusion boundary between the weld metal and the heat-
affected zone.
The top line of survey should be positioned so that impressions 2 and 6 coincide with the heat-affected zone of the
final run or change of profile of the fusion line associated with the final run.
Figure 2 — Butt-weld survey method for Vickers hardness measurement
12 © ISO 2020 – All rights reserved
Dimensions in millimetres
Key
1 weld heat-affected zone (visible after etching)
a
Line of survey.
b
Line of survey, parallel to line B and passing through the fusion boundary between the weld metal and the heat-
affected zone at the throat.
c
Hardness impressions: Impressions 3, 6, 10 and 12 should be entirely within the heat-affected zone and located
as close as possible to the fusion boundary between the weld metal and the heat-affected zone.
Figure 3 — Fillet weld
Dimensions in millimetres
Key
1 original weld heat-affected zone
2 repair-weld heat-affected zone
a
Parallel lines of survey.
b
Hardness impressions: Impressions in the heat-affected zone should be located as close as possible to the
fusion boundary.
The top line of survey should be positioned so that the heat-affected zone impressions coincide with the heat-
affected zone of the final run or change in profile of the cap of fusion line associated with the final run.
Figure 4 — Repair and partial penetration welds
14 © ISO 2020 – All rights reserved
Dimensions in millimetres
Key
1 weld
2 weld heat-affected zone (visible after etching)
3 parent metal
a
Lines of survey.
b
Hardness impressions: Impressions in the weld heat-affected zone should be located within 2 mm of the fusion
boundary.
Figure 5 — Butt weld survey method for Rockwell hardness measurements
Dimensions in millimetres
Key
1 weld heat-affected zone (visible after etching)
2 layer of weld overlay (visible after etching)
The Rockwell C hardness measurement method may be used subject to the requirements of 7.3.3.2. HRC hardness
impressions in the HAZ shall be located within 2 mm of the fusion boundary.
a
Using the Vickers or Rockwell 15N measurement methods, hardness impressions 2, 6 and 10 should be entirely
within the heat-affected zone and located as close as possible to, but no more than 1 mm from, the fusion
boundary between the weld overlay and HAZ.
b
Hardness impressions.
c
Lines of hardness survey indentations 1 to 12.
Figure 6 — Weld overlay
7.3.3.4 Hardness acceptance criteria for welds
Weld hardness acceptance criteria for steels selected using option 1 (see 7.1) shall be as specified in
A.2.1.4. Alternative weld hardness acceptance criteria may be established from successful SSC testing
of welded samples. SSC testing shall be in accordance with Annex B.
Weld-hardness acceptance criteria for steels qualified and/or selected using option 2 (see 7.2) may
be established from successful SSC testing of welded samples. SSC testing shall be in accordance with
Annex B.
7.4 Other fabrication methods
For steels that are subject to hardness change caused by fabrication methods other than welding,
hardness testing shall be specified as part of the qualification of the fabrication process. Hardness
testing shall be specified as part of the qualification of burning/cutting processes if any HAZ remains in
the final product. The requirements, interpreted for the fabrication method, and hardness acceptance
criteria of 7.3 shall apply.
The form and location of the samples for evaluation and testing shall be acceptable to the equipment user.
8 Evaluation of carbon and low alloy steels for their resistance to HIC/SWC
The equipment user shall consider HIC/SWC as defined in ISO 15156-1 when evaluating flat-rolled
carbon steel products for sour service environments containing even trace amounts of H S and shall
consider HIC/SWC testing of these products. Annex B provides guidance on test methods and acceptance
criteria to evaluate resistance to HIC/SWC.
16 © ISO 2020 – All rights reserved
The probability of HIC/SWC is influenced by steel chemistry and manufacturing route. The level of
sulfur in the steel is of particular importance, typical maximum acceptable levels for flat-rolled and
seamless products are 0,003 % mass fraction and 0,01 % mass fraction, respectively. Conventional
forgings with sulfur levels less than 0,025 % mass fraction, and castings, are not normally considered
sensitive to HIC or SOHIC.
NOTE 1 HIC/SWC leading to loss of containment has occurred only rarely in seamless pipe and other products
that are not flat-rolled. Furthermore, seamless pipe manufactured using modern technology is much less
sensitive to HIC/SWC than older products. Hence, there can be benefits in evaluating seamless pipe for HIC/SWC
resistance for applications where the potential consequences of failure make this justifiable.
NOTE 2 The presence of rust, sulfur or oxygen, particularly together with chloride, in the service environment
is thought to increase the probability of damage.
9 Marking, labelling, and documentation
Materials conforming with this document shall be made traceable, preferably by marking, before
delivery. Suitable labell
...
Norme
internationale
ISO 15156-2
Quatrième édition
Industries du pétrole et du
2020-11
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
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
Numéro de référence
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publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
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CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: +41 22 749 01 11
E-mail: copyright@iso.org
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction .vi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 2
3 Termes et définitions . 3
4 Symboles et abréviations . 6
5 Renseignements à fournir pour l'achat de matériaux . 6
6 Facteurs jouant sur le comportement des aciers au carbone et faiblement alliés en
milieux contenant du H S . 7
7 Qualification et sélection des aciers au carbone et faiblement alliés par rapport au
risque de fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC), de fissuration
orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC) et de fissuration des zones de
plus faible dureté (SZC) . 8
7.1 Option 1 — Sélection d'aciers (et fontes) résistants à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) à l'aide de A.2 .8
7.1.1 Pour p < 0,3 kPa (0,05 psi) .
HS
7.1.2 Pour p ≥ 0,3 kPa (0,05 psi) .
HS
7.2 Option 2 — Sélection d'aciers pour des applications ou des domaines spécifiques de
service en milieu H S .8
7.2.1 Fissuration sous contrainte induite par les sulfures .8
7.2.2 SOHIC et SZC .10
7.3 Exigences en matière de dureté .11
7.3.1 Généralités .11
7.3.2 Métal de base .11
7.3.3 Soudures .11
7.4 Autres modes de fabrication .16
8 Évaluation de la résistance des aciers au carbone et faiblement alliés à la fissuration
induite par l’hydrogène/à la fissuration en gradins (HIC/SWC) . 17
9 Marquage, étiquetage et documentation . 17
Annexe A (normative) Aciers au carbone et faiblement alliés résistants à la fissuration sous
contrainte induite par les sulfures (SSC) (avec exigences et recommandations pour
l'utilisation des fontes) .18
Annexe B (normative) Qualification des aciers au carbone et faiblement alliés pour service en
milieu H S par le biais d'essais en laboratoire .27
Annexe C (informative) Determination of H S partial pressure and use of alternative
parameters .36
Annexe D (informative) Recommendations for determining pH .40
Annexe E (informative) Information that should be supplied for material purchasing .45
Bibliographie . 47
iii
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux
de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général
confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire
partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document
a été rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2
(voir www.iso.org/directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de droits
de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir
identifié tout ou partie de tels droits de brevet. Les détails concernant les références aux droits de propriété
intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de l'élaboration du document sont indiqués dans
l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de brevets reçues par l'ISO (voir www.iso.org/brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données pour
information, par souci de commodité, à l'intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion de
l'ISO aux principes de l'Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles techniques au
commerce (OTC), voir www.iso.org/avant-propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en
mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, en collaboration avec le Comité technique
CEN/TC 12, Matériel, équipement et structures en mer pour les industries du pétrole, de la pétrochimie et du
gaz naturel du Comité européen de normalisation (CEN), conformément à l'Accord de coopération technique
entre l'ISO et le CEN (Accord de Vienne).
Cette quatrième édition annule et remplace la troisième édition (ISO 15156-2:2015), qui a fait l'objet d'une
révision technique. Les principales modifications par rapport à l'édition précédente sont les suivantes:
— les corrections apportées à la conversion de température pour le soudage (voir A.2.1.4), la déformation à
froid et le détensionnement (voir A.2.1.6), le marquage par poinçons (voir A.2.1.9), les tubes et composants
tubulaires (voir A.2.2.3.4), les roues de compresseurs (voir A.2.3.3.2);
— remplacement du titre «Mâchoires à cisaillement» par «Mâchoires» au A.2.3.2.2;
— ajout de C110 et modification de la désignation de C95 à R95 dans le Tableau A.3;
— changement de référence à NACE TM0316 dans le Tableau B.1;
— ajout d'une référence à BS 8701 en B.4.3;
— modifications et ajouts apportés au Tableau B.3;
— modification de l'Annexe C afin d‘inclure d'autres paramètres et une explication plus détaillée concernant
l'utilisation de l'activité chimique et de la fugacité, et afin de fournir des recommandations générales
concernant l'utilisation de la modélisation thermodynamique pour la détermination de la sévérité des
milieux.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 15156 se trouve sur le site web de l'ISO.
iv
Il convient que l'utilisateur adresse tout retour d'information ou toute question concernant le présent
document à l'organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes se
trouve à l'adresse www.iso.org/fr/members.html.
v
Introduction
Les conséquences de la rupture soudaine des composants métalliques des champs de pétrole et de gaz,
associée à leur exposition à des fluides de production contenant de l'hydrogène sulfuré (H S), ont conduit à
l'élaboration de la première édition de la NACE MR0175. Cette norme a été publiée en 1975 par la National
Association of Corrosion Engineers (Association nationale des ingénieurs en prévention de la corrosion),
connue désormais sous l'appellation NACE International.
La première édition ainsi que les éditions suivantes de la NACE MR0175 ont établi des limites de pression
partielle d'H S au-delà desquelles des mesures contre la fissuration sous contrainte induite par les
sulfures (SSC, Sulfide Stress Cracking) ont toujours été jugées nécessaires. Elles ont également fourni des
recommandations concernant le choix et la spécification de matériaux résistants à ce type de fissuration
lors du dépassement des seuils d'H S. Des éditions plus récentes de la NACE MR0175 ont également spécifié
des limites de résistance pour certains alliages résistants à la corrosion, en termes de composition et de pH
de milieu, de température et de pressions partielles d'H S.
La Fédération européenne de la corrosion (EFC, European Federation of Corrosion) a publié séparément
la Publication EFC 16 en 1995 et la Publication EFC 17 en 1996. Ces documents sont généralement
complémentaires de ceux de la NACE, bien que différents dans leur domaine d'application et leur contenu.
En 2003, la série de normes ISO 15156- et la NACE MR0175/ISO 15156 ont été publiées pour la première
fois. Ces documents identiques sur le plan technique ont utilisé les sources susmentionnées pour spécifier
des exigences et des recommandations concernant la qualification et le choix de matériaux destinés à être
utilisés dans des environnements aqueux contenant de l'H S dans la production de pétrole et de gaz. Ils sont
complétés par les méthodes d'essai de la NACE TM0177 et de la NACE TM0284.
La révision du présent document, c'est-à-dire l'ISO 15156-2, implique la consolidation de toutes les
modifications convenues et publiées dans la Circulaire technique 1, ISO 15156-2:2015/Cir.1:2017, la Circulaire
technique 2, ISO 15156-2:2015/Cir.2:2018 et la Circulaire technique 3, ISO 15156-2:2015/Cir.3:2019, publiées
par l'Agence de maintenance de la série ISO 15156 au DIN.
Les modifications ont été élaborées et approuvées par le vote des groupes représentatifs issus de l'industrie
de production de pétrole et de gaz. La grande majorité de ces modifications sont issues des questions
soulevées par les utilisateurs des documents. Une description du processus ayant permis l'approbation
de ces modifications est disponible sur le site web de maintenance de la série ISO 15156, à l'adresse
www.iso.org/iso15156maintenance.
Lorsque les experts de l'industrie de production de pétrole et de gaz les estiment nécessaires, les futures
modifications provisoires devant être apportées au présent document seront traitées de la même manière
et impliqueront des mises à jour provisoires du présent document qui se présenteront sous la forme de
Rectificatifs techniques ou de Circulaires techniques. Il convient que les utilisateurs du présent document
soient conscients que de tels documents peuvent exister et qu'ils peuvent avoir un impact sur la validité des
références datées citées dans le présent document.
L'Agence de Maintenance de la série ISO 15156 au DIN, a été créée après son approbation par le Bureau de
Gestion Technique de l'ISO, communiquée dans le document 34/2007. Ce document décrit la création de
l'Agence, qui comprend des experts de la NACE, de l'EFC et de l'ISO/TC 67 ainsi que le processus d'approbation
des amendements. Il est disponible sur le site web de maintenance de la série ISO 15156 et auprès du
Secrétariat de l'ISO/TC 67. Ce site web permet également d'accéder aux documents associés qui fournissent
plus de détails sur les activités de maintenance de la série ISO 15156.
vi
Norme internationale ISO 15156-2:2020(fr)
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
AVERTISSEMENT — Les aciers au carbone et les aciers faiblement alliés, ainsi que les fontes,
sélectionnés à l'aide du présent document résistent à la fissuration dans les conditions de service
définies pour les milieux contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) en production de pétrole et de gaz,
mais ils ne sont pas nécessairement insensibles à la fissuration dans toutes les conditions de service.
Il est de la responsabilité de l'utilisateur des équipements de sélectionner les aciers au carbone et les
aciers faiblement alliés, ainsi que les fontes, convenant au service prévu.
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie des exigences et donne des recommandations concernant la sélection et la
qualification des aciers au carbone et des aciers faiblement alliés dans des équipements utilisés pour la
production de pétrole et de gaz naturel et dans des installations de traitement de gaz naturel en milieux
contenant de l'hydrogène sulfuré (H S), où toute défaillance peut présenter un risque pour la santé et la
sécurité du public et du personnel ou pour l'environnement. Il peut être appliqué pour aider à prévenir
les dommages coûteux occasionnés par la corrosion aux équipements. Elle complète, sans toutefois s'y
substituer, les exigences concernant les matériaux dans les codes de construction, normes ou autres
réglementations appropriés.
Le présent document traite de la résistance de ces aciers aux dommages pouvant être causés par la fissuration
orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC, stress-oriented hydrogen-induced cracking) et de la
fissuration des zones de plus faible dureté (SZC, soft-zone cracking).
Le présent document traite également de la résistance de ces aciers à la fissuration induite par l’hydrogène
(HIC, hydrogen-induced cracking) et au développement possible en fissuration en gradins (SWC, stepwise
cracking).
Le présent document ne porte que sur la fissuration. Toute perte de matériau par corrosion générale (perte
de masse) ou localisée n'est pas étudiée.
Le Tableau 1 donne une liste non exhaustive d'équipements relevant du domaine d'application du présent
document et comprenant une liste d'équipements pouvant en être exclus.
Le présent document s'applique à la qualification et au choix des matériaux pour les équipements conçus
et construits sur la base des méthodes de calcul sous charge contrôlée. Pour les conceptions effectuées
sur la base de méthodes de calcul basées sur le niveau de déformation acceptable, voir l'ISO 15156-1:2020,
Article 5.
L'Annexe A donne la liste des aciers au carbone et faiblement alliés résistants à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) et elle comprend, au niveau du Paragraphe A.2.4, les exigences d'utilisation
des fontes.
Le présent document ne convient pas nécessairement à des équipements utilisés dans des processus et des
équipements de raffinage ou en aval.
Tableau 1 — Liste des équipements
Le présent document s'applique aux matériaux utili-
Exclusions
sés avec les équipements suivants
Équipements de forage, de construction des puits et Équipements exposés uniquement à des fluides de forage
a
d'entretien des puits de composition contrôlée
Trépans
Lames de cisaille de bloc d'obturation de puits (BOP,
b
Blowout Preventer)
Systèmes de tubes prolongateurs de forage
Colonnes de travail
c
Câble et équipement de travail au câble
Tubes de cuvelage de surface et intermédiaires
d
Puits, y compris les équipements de subsurface, les équi- Pompes à tiges de pompage et tiges de pompage
pements à gaz d’activation (gas lift), les têtes de puits et
Pompes submersibles électriques
arbres de Noël (Christmas trees)
Autre équipement d’activation assistée
Coins
Conduites, lignes de collecte, installations de terrain et Installations de stockage et de manutention du pétrole
unités de traitement sur le terrain brut fonctionnant à une pression absolue totale infé-
rieure à 0,45 MPa (65 psi)
Matériel de traitement des eaux Installations de traitement des eaux fonctionnant à une
pression absolue totale inférieure à 0,45 MPa (65 psi)
Matériel d'injection d'eau et de rejet d'eau
Installations de traitement du gaz naturel —
Conduites de transport de liquides, gaz et fluides poly- Conduites de gaz conditionné pour un usage général com-
phasiques mercial et domestique
Pour tous les équipements ci-dessus Composants chargés uniquement par compression
a
Voir A.2.3.2.3 pour plus d'informations.
b
Voir A.2.3.2.1 pour plus d'informations.
c
Les lubrificateurs des câbles et les dispositifs de liaison des lubrificateurs ne sont pas exclus.
d
Pour les pompes à tiges de pompage et les tiges de pompage, se référer à la NACE MR0176.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu'ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour
les références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les éventuels
amendements).
ISO 6506 (toutes les parties), Matériaux métalliques — Essai de dureté Brinell
ISO 6507 (toutes les parties), Matériaux métalliques — Essai de dureté Vickers
ISO 6508 (toutes les parties), Matériaux métalliques — Essai de dureté Rockwell
ISO 6892-1, Matériaux métalliques — Essai de traction — Partie 1: Méthode d'essai à température ambiante
ISO 10423, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production — Équipement
pour têtes de puits et arbres de Noël
ISO 15156-1:2020, Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements
contenant de l'hydrogène sulfuré (H2S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 1: Principes généraux
pour le choix des matériaux résistant à la fissuration
ISO 15156-3, Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements
contenant de l'hydrogène sulfuré (H2S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 3: ARC (alliages
résistants à la corrosion) et autres alliages résistant à la fissuration
1)
NACE TM0177 , Laboratory testing of metals for resistance to sulfide stress cracking and stress corrosion
cracking in H S environments
NACE TM0284, Evaluation of pipeline and pressure vessel steels for resistance to hydrogen-induced cracking
NACE TM0316, Four-point bend testing of materials for oil and gas applications
2)
SAE AMS-2430 , Shot Peening
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et les définitions de l'ISO 15156-1 ainsi que les suivants
s'appliquent.
L'ISO et l'IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en normalisation,
consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l'adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l'adresse https:// www .electropedia .org/
3.1
dureté Brinell
HBW
valeur de dureté d'un matériau mesurée normalement à l'aide d'un pénétrateur à bille en carbure de
tungstène de diamètre 10 mm avec une force de 29,42 kN
Note 1 à l'article: Le mesurage doit être conforme à la série ISO 6506. Dans le présent document, l'ASTM E10 est
équivalente à l'ISO 6506-1.
3.2
pression de point de bulle
p
B
pression à laquelle des bulles de gaz se forment dans un liquide à une température de service particulière
Note 1 à l'article: Voir C.2.
3.3
brunissage
procédé de lissage de surfaces par friction entre le matériau et certaines autres pièces en matériau dur,
comme des billes d'acier trempé
3.4
pièce moulée
pièce métallique obtenue directement à sa forme finale ou presque par la solidification de métal fondu dans
un moule
3.5
fonte
alliage fer-carbone contenant approximativement une fraction massique de carbone de 2 % à 4 %
3.5.1
fonte grise
fonte qui présente une surface de cassure grise en raison de la présence de graphite lamellaire
3.5.2
fonte blanche
fonte qui présente une surface de cassure blanche en raison de la présence de cémentite
1) www .nace .org
2) www .sae .org
3.5.3
fer malléable
fonte blanche ayant subi un traitement thermique pour convertir la plus grande partie ou la totalité de la
cémentite en graphite (carbone de revenu)
3.5.4
fonte ductile
fonte nodulaire
fonte qui a été traitée alors qu'elle était fondue avec un élément (habituellement du magnésium ou du cérium)
qui sphéroïdise le graphite
3.6
cémentite
constituant microstructural des aciers, composé principalement de carbure de fer (Fe C)
3.7
déformation à froid
forgeage à froid
formage à froid
écrouissage
déformation plastique d'un métal dans des conditions de température et de vitesse de déformation
entraînant un durcissement par la déformation, s'effectuant généralement, mais non obligatoirement, à la
température ambiante
3.8
aptitude à l'emploi
adéquation à un emploi dans des conditions de service prévues
3.9
acier à usinabilité améliorée
acier auquel des éléments comme le soufre, le sélénium et le plomb ont été ajoutés volontairement pour
améliorer l'usinabilité
3.10
température A1
transformation de l'austénite au refroidissement
3.11
nitruration
processus de cémentation dans lequel de l'azote est introduit à la surface de matériaux métalliques
(habituellement des alliages ferreux)
EXEMPLE Nitruration en phase liquide, nitruration en phase gazeuse, nitruration ionique et nitruration par plasma.
3.12
normaliser
chauffage d'un alliage ferreux à une température donnée, au-dessus de la zone de transformation
(austénitisation), et maintien de cette température sur une durée appropriée, puis refroidissement en air
calme (ou dans une atmosphère protectrice) à une température considérablement plus basse que la zone de
transformation
3.13
déformé plastiquement
déformé de manière permanente par application d'une contrainte au-delà de la limite d'élasticité, c'est-à-
dire au-delà de la limite de proportionnalité entre contrainte et déformation
3.14
pièce assurant le confinement de la pression
pièce dont l'incapacité à fonctionner comme prévu entraîne une libération dans l'atmosphère du fluide retenu
EXEMPLE Les corps, couvercles et tiges de vannes.
3.15
trempé et revenu
durci par trempe et ensuite revenu
3.16
dureté Rockwell C
HRC
valeur de dureté d'un matériau mesurée à l'aide d'un pénétrateur à cône de diamant Rockwell C avec une
force de 1 471 N
Note 1 à l'article: Le mesurage doit être conforme à la série ISO 6508. Dans le présent document, l'ASTM E18 est
équivalente à l'ISO 6508-1.
3.17
grenaillage de précontrainte
génération de contraintes de compression dans la couche superficielle d'un matériau en le bombardant avec
un moyen approprié (habituellement de la grenaille d'acier ronde) et dans des conditions contrôlées
3.18
détensionnement
chauffage d'un métal à une température appropriée, suivi d'un maintien suffisamment long pour réduire
les contraintes résiduelles, puis d'un refroidissement suffisamment lent pour réduire le plus possible le
développement de nouvelles contraintes résiduelles
3.19
revenu
traitement thermique par chauffage à une température inférieure à la température A1, dans le but de réduire
la dureté et d'augmenter la résilience de l'acier trempé, de la fonte trempée et quelquefois de l'acier normalisé
3.20
résistance à la rupture
résistance ultime
rapport de charge maximale à la section initiale
Note 1 à l'article: Voir ISO 6892-1.
3.21
lot d'essai
groupe d'éléments représentant un lot de production dont la conformité à une exigence spécifiée peut être
déterminée par des essais sur des échantillons représentatifs et selon une procédure définie
3.22
composant tubulaire
composant cylindrique (tuyau) doté d'un trou longitudinal, utilisé dans des opérations de forage/production
pour faire circuler des fluides
3.23
dureté Vickers (Vickers hardness)
HV
valeur de dureté d'un matériau, obtenue à l'aide d'un pénétrateur à pointe de diamant et d'une charge
appliquée choisie parmi plusieurs charges possibles
Note 1 à l'article: Le mesurage doit être conforme à la série ISO 6507. Dans le présent document, l'ASTM E384 est
équivalente à l'ISO 6507-1.
3.24
soudure
partie d'un composant soudé comprenant le cordon de soudure, la zone affectée thermiquement et le métal
de base adjacent
3.25
cordon de soudure
partie de la zone de soudage qui a été fondue durant le soudage
3.26
corroyé
façonné par déformation, en général à chaud (laminage, extrusion, forgeage, etc.)
4 Symboles et abréviations
AYS limite réelle d'élasticité (actual yield strength)
CLR rapport des longueurs de fissure (crack length ratio)
CSR surface de fissure normalisée (crack surface ratio)
CTR épaisseur de fissure normalisée (crack thickness ratio)
DCB essai en double poutre [double cantilever beam (test)]
FPB essai de flexion à quatre points [ four-point bend (test)]
HBW dureté Brinell (Brinell hardness)
HIC fissuration induite par l'hydrogène (hydrogen-induced cracking)
HRC dureté Rockwell, échelle C [Rockwell hardness (scale C)]
HSC fissuration sous contrainte par l’hydrogène (hydrogen stress cracking)
OCTG tubes verticaux (oil country tubular goods), à savoir cuvelage, tubage et tige de forage
p
pression partielle de H S
HS
p
pression partielle de CO
CO
R limite d'élasticité conventionnelle à 0,2 % d'allongement, conformément à l'ISO 6892-1
p0,2
SMYS limite d'élasticité minimale spécifiée (specified minimum yield strength)
SOHIC fissuration orientée sous contrainte induite par l'hydrogène (stress-oriented hydrogen-induced
cracking)
SSC fissuration sous contrainte induite par les sulfures (sulfide stress cracking)
SWC fissuration en gradins (stepwise cracking)
SZC fissuration des zones de plus faible dureté (soft-zone cracking)
T température
UNS système de numérotation unifié (Unified Numbering System) (issu de SAE-ASTM, Metals and alloys
in the Unified Numbering System)
UT traction uniaxiale (essai) [uniaxial tensile (test)]
5 Renseignements à fournir pour l'achat de matériaux
5.1 La préparation des spécifications pour l'achat de matériaux peut nécessiter la coopération et des
échanges de données entre l'utilisateur de l'équipement, le fournisseur de l'équipement et le fabricant de
matériaux afin de garantir que les matériaux achetés répondent aux exigences de l'ISO 15156-1 et du présent
document.
5.2 Les renseignements suivants doivent être fournis:
— préférence pour des types et/ou grades de matériaux (s'ils sont connus);
— type d'équipement (s'il est connu);
— la référence du présent document;
— bases d'acceptation pour la sélection de matériaux résistant à la fissuration sous contrainte induite par
les sulfures (SSC) (voir l'Article 7);
— exigences pour la résistance à la fissuration induite par l’hydrogène (HIC) (voir l'Article 8).
5.3 L'utilisateur de l'équipement et le fournisseur de l'équipement et/ou le fabricant de matériaux peuvent
convenir que des aciers au carbone ou faiblement alliés autres que les matériaux préqualifiés figurant à
l'Annexe A soient sélectionnés, sous couvert d'essais de qualification appropriés, conformément à l'Annexe B
et à l'ISO 15156-1. Les exigences de qualification peuvent être étendues pour inclure la résistance à la
fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC) et à la fissuration des zones de plus
faible dureté (SZC).
Si l'acheteur à l'intention de faire usage de tels accords, extensions et qualifications, les informations
complémentaires appropriées doivent être clairement indiquées dans la spécification de commande des
matériaux. Ces informations peuvent inclure les points suivants:
— des exigences pour les essais de fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC), voir le 7.1 et le 7.2);
— des conditions de service pour une application de service H S particulière; et
— d'autres exigences particulières.
5.4 L'Annexe C décrit la manière de calculer la pression partielle de H S et l'Annexe D donne des indications
pour déterminer la valeur de pH d'un fluide.
5.5 Les renseignements requis pour l'achat de matériaux doivent être indiqués dans les fiches techniques
appropriées. Des exemples de formats sont indiqués à l'Annexe E.
6 Facteurs jouant sur le comportement des aciers au carbone et faiblement alliés en
milieux contenant du H S
Le comportement des aciers au carbone et faiblement alliés en milieux contenant de l'hydrogène sulfuré
(H S) est affecté par des interactions complexes entre les paramètres suivants:
a) composition chimique, méthode de fabrication, forme du produit, résistance, dureté du matériau et
ses variations locales, quantité d'écrouissage, conditions de traitement thermique, microstructure,
uniformité microstructurale, taille de grains et propreté du matériau,
b) pression partielle de l'hydrogène sulfuré (H S) ou concentration équivalente en phase aqueuse;
c) concentration d'ions chlorures dans la phase aqueuse;
d) acidité (pH) de la phase aqueuse;
e) présence de soufre ou d'un autre oxydant;
f) exposition à des fluides de non-production;
g) température d'exposition;
h) contrainte de traction totale (appliquée plus résiduelle);
i) temps d'exposition.
Ces facteurs doivent être pris en compte lorsque le présent document est utilisé pour la sélection de
matériaux adaptés aux milieux contenant de l'H S dans les systèmes de production de pétrole et de gaz.
7 Qualification et sélection des aciers au carbone et faiblement alliés par rapport
au risque de fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC), de fissuration
orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC) et de fissuration des zones
de plus faible dureté (SZC)
7.1 Option 1 — Sélection d'aciers (et fontes) résistants à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) à l'aide de A.2
7.1.1 Pour p < 0,3 kPa (0,05 psi)
HS
La sélection de matériaux résistants à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) pour une
p inférieure à 0,3 kPa (0,05 psi) n'est pas considérée en détail dans le présent document. Habituellement,
HS
aucune mesure particulière n'est requise pour la sélection d'aciers destinés à une utilisation dans ces
conditions. Toutefois, les aciers très sensibles peuvent fissurer. Des renseignements complémentaires sur les
facteurs jouant sur la sensibilité des aciers et l'attaque par des mécanismes de fissuration autres que la
fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) sont donnés en 7.2.1.
7.1.2 Pour p ≥ 0,3 kPa (0,05 psi)
HS
Si la pression partielle de l'hydrogène sulfuré (H S) présent dans le gaz est supérieure ou égale à 0,3 kPa
(0,05 psi), les aciers résistants à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) doivent être
sélectionnés à l'aide de A.2.
NOTE 1 Les aciers décrits ou mentionnés en A.2 sont considérés être résistants à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) dans des installations de production de pétrole et de gaz naturel et de traitement du gaz
naturel.
NOTE 2 Les utilisateurs concernés par l'apparition de fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène
(SOHIC) et/ou de fissuration des zones de plus faible dureté (SZC) peuvent se référer à l'option 2, voir en 7.2.2.
NOTE 3 Pour la fissuration induite par l’hydrogène (HIC) et la fissuration en gradins (SWC), se référer à l'Article 8.
7.2 Option 2 — Sélection d'aciers pour des applications ou des domaines spécifiques de
service en milieu H S
7.2.1 Fissuration sous contrainte induite par les sulfures
7.2.1.1 Généralités
L'option 2 permet à l'utilisateur de qualifier et de sélectionner des matériaux résistant à la fissuration sous
contrainte induite par les sulfures (SSC) pour des applications spécifiques de service en milieu H S ou des
domaines restreints de service en milieu H S.
Pour un matériau donné, les limites des variables environnementales et métallurgiques définies pour
un service en milieu H S spécifique ou pour un domaine de services en milieu H S par qualification
2 2
conformément à l'option 2 peuvent remplacer toutes les limites des variables environnementales et
métallurgiques énumérées pour ce matériau en A.2 (option 1).
L'utilisation de l'option 2 peut demander une connaissance du pH in situ et de la pression partielle de
l'hydrogène sulfuré (H S) ainsi que de leurs variations dans le temps, voir l'ISO 15156-1.
L'option 2 facilite l'achat de matériaux en gros tonnage comme les tubes verticaux ou les tubes de canalisation,
pour lesquels l'incitation économique à utiliser des matériaux non décrits ou bien non répertoriés à
l'Annexe A l'emporte sur les qualifications supplémentaires et autres coûts que cela peut entraîner. Les
aciers pour d'autres équipements peuvent aussi être qualifiés de la sorte. Dans certains cas, cela demande
un accord entre le fournisseur et l'utilisateur d'équipements sur les essais à effectuer et le choix des critères
d'acceptation. Ces accords doivent être appuyés par des documents.
L'option 2 peut aussi faciliter les évaluations de «l'aptitude à l'emploi» d'équipements en aciers au carbone ou
faiblement alliés déjà en place et exposés à des conditions de service en milieu H S plus sévères que prévu
dans la définition initiale de ces équipements.
7.2.1.2 Domaines de sévérité des milieux H S par rapport à la fissuration sous contrainte induite
par les sulfures (SSC)
La sévérité des milieux H S, selon l'ISO 15156-1, vis-à-vis de la fissuration sous contrainte induite par
les sulfures (SSC) sur acier au carbone ou faiblement allié, doit être évaluée à l'aide de la Figure 1. Dans
la définition de la sévérité du milieu H S, il convient d'examiner l'impact que peut avoir une exposition
significative possible à des phases aqueuses condensées non tamponnées d'un faible pH lors de conditions
de fonctionnement perturbées ou d'un arrêt ou à des acides employés pour la stimulation des puits et/ou au
retour de ces acides après réaction.
Légende
X pression partielle d'H S, exprimée en kilopascal
Y pH in situ
0 domaine 0
1 domaine 1 SSC
2 domaine 2 SSC
3 domaine 3 SSC
NOTE 1 Les discontinuités présentes sur la figure, au-dessous d'une pression partielle de H S de 0,3 kPa (0,05 psi)
et au-dessus d'une pression partielle de H S de 1 MPa (150 psi), reflètent l'incertitude de la mesure de la pression
partielle de H S (à faible p ) et du comportement des aciers au-delà de ces limites (à p faible et fort).
2 HS HS
2 2
NOTE 2 Des recommandations concernant le calcul de la pression partielle de H S sont données à l'Annexe C.
NOTE 3 Des recommandations concernant le calcul du pH sont données à l'Annexe D.
Figure 1 — Domaines de sévérité des milieux H2S par rapport à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) des aciers au carbone et faiblement alliés
7.2.1.3 Domaine 0 — Pour p < 0,3 kPa (0,05 psi)
HS
Normalement, aucune précaution n'est nécessaire lors de la sélection d'aciers pour une utilisation dans
ces conditions. Toutefois, il convient de prendre en considération un certain nombre de facteurs pouvant
affecter les performances des aciers dans ce domaine, comme suit.
— Les aciers très sensibles à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) et à la fissuration
sous contrainte par l'hydrogène (HSC) peuvent fissurer.
— Les propriétés physiques et métallurgiques d'un acier affectent sa résistance intrinsèque à la fissuration
sous contrainte induite par les sulfures (SSC) et à la fissuration sous contrainte par l'hydrogène (HSC),
voir l'Article 6.
— Les aciers à très haute résistance mécanique peuvent être sensibles à la fissuration sous contrainte par
l'hydrogène (HSC) en milieu aqueux sans H S. Au-dessus d'environ 965 MPa (140 ksi) de limite d'élasticité
conventionnelle, il est recommandé de faire attention à la composition et à la gamme de fabrication des
aciers pour garantir qu'ils ne feront pas de fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) ou
de fissuration sous contrainte par l'hydrogène (HSC) dans le domaine 0.
— Les concentrations de contrainte augmentent le risque de fissuration.
7.2.1.4 Domaines de sévérité 1, 2 et 3
En se référant aux domaines de sévérité de l'exposition comme défini à la Figure 1, les aciers peuvent être
sélectionnés pour le domaine 1 à l'aide des Articles A.2, A.3 ou A.4, pour le domaine 2 à l'aide des Articles A.2
ou A.3 et pour le domaine 3 à l'aide de A.2.
En l'absence de choix satisfaisants d'après l'Annexe A, les aciers au carbone et faiblement alliés peuvent être
soumis à essais et qualifiés pour une utilisation dans des conditions spécifiques de service en milieu H S ou
dans tout un domaine de fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) donné. Les essais et la
qualification doivent être conformes à l'ISO 15156-1 et à l'Annexe B.
Une expérience sur site appuyée par des documents peut aussi être utilisée comme base de sélection de
matériaux pour une application spécifique de service en milieu H S (voir l'ISO 15156-1).
7.2.2 SOHIC et SZC
Il convient que l'utilisateur prenne en considération la fissuration orientée sous contrainte induite par
l’hydrogène (SOHIC) et la fissuration des zones de plus faible dureté (SZC), telles que définies dans
l'ISO 15156-1, lorsqu'il s'agit d'évaluer les aciers au carbone sous la forme de produits plats et/ou leurs
produits soudés pour une utilisation dans des milieux H S.
B.4 indique les lignes directrices pour les méthodes d'essais et les critères d'acceptation permettant d'évaluer
la résistance à la fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC) et à la fissuration des
zones de plus faible dureté (SZC).
NOTE L'apparition de ces phénomènes est rare et ceux-ci ne sont pas encore bien compris. Ils ont causé des
défaillances soudaines dans des aciers de base [fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC)]
et dans la zone affectée thermiquement de soudures [fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène
(SOHIC) et fissuration des zones de plus faible dureté (SZC)]. On pense que leur apparition se limite aux aciers au
carbone. On pense qu'ils se limitent aussi aux aciers au carbone et que la présence de soufre ou d'oxygène dans
l'environnement de service augmente le risque de dommages par ces mécanismes.
7.3 Exigences en matière de dureté
7.3.1 Généralités
La dureté des matériaux de base ainsi que des soudures et de leurs zones affectées thermiquement joue un
rôle important dans la détermination de la résistance à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures
(SSC) des aciers au carbone et faiblement alliés. Le contrôle de la dureté peut être un moyen acceptable
d'assurer la résistance à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC).
7.3.2 Métal de base
Si des
...
ISO /TC 67
Date : 2020-11
Quatrième édition
2020-11
ISO/TC 67
Secrétariat : NEN
Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour
utilisation dans des environnements contenant de l'hydrogène
sulfuré (H2S) 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
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
Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons
Type du document: Norme internationale
Sous-type du document:
Stade du document: (60) Publication
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ICS :
Type du document: Norme internationale
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Sommaire
Avant-propos . vi
Introduction. viii
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 2
3 Termes et définitions . 3
4 Symboles et abréviations . 6
5 Renseignements à fournir pour l'achat de matériaux . 7
6 Facteurs jouant sur le comportement des aciers au carbone et faiblement alliés en milieux
contenant du H S . 8
7 Qualification et sélection des aciers au carbone et faiblement alliés par rapport au risque
de fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC), de fissuration orientée sous
contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC) et de fissuration des zones de plus faible dureté (SZC)
7.1 Option 1 — Sélection d'aciers (et fontes) résistants à la fissuration sous contrainte induite
par les sulfures (SSC) à l'aide de A.2 . 8
7.1.1 Pour 𝒑𝒑𝒑𝒑𝒑𝒑𝒑𝒑 < 0,3 kPa (0,05 psi) . 8
7.1.2 Pour 𝒑𝒑𝒑𝒑𝒑𝒑𝒑𝒑 ≥ 0,3 kPa (0,05 psi) . 9
7.2 Option 2 — Sélection d'aciers pour des applications ou des domaines spécifiques de service
en milieu H S . 9
7.2.1 Fissuration sous contrainte induite par les sulfures. 9
7.2.2 SOHIC et SZC . 11
7.3 Exigences en matière de dureté . 12
7.3.1 Généralités . 12
7.3.2 Métal de base . 12
7.3.3 Soudures . 12
7.4 Autres modes de fabrication . 19
8 Évaluation de la résistance des aciers au carbone et faiblement alliés à la fissuration induite
par l’hydrogène/à la fissuration en gradins (HIC/SWC) . 20
9 Marquage, étiquetage et documentation . 20
Annex A (normative) Aciers au carbone et faiblement alliés résistants à la fissuration sous
contrainte induite par les sulfures (SSC) (avec exigences et recommandations pour l'utilisation
des fontes) . 21
Annex B (normative) Qualification des aciers au carbone et faiblement alliés pour service en
milieu H S par le biais d'essais en laboratoire . 30
Annex C (informative) Determination of H2S partial pressure and use of alternative parameters
........................................................................................................................................................................................... 40
iv
4 © ISO 2020 – Tous droits réservés
Annex D (informative) Recommendations for determining pH . 45
Annex E (informative) Information that should be supplied for material purchasing . 53
Bibliographie . 56
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en
général confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit
de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales
et non gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore
étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui concerne la
normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2
(voir www.iso.org/directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de
ne pas avoir identifié tout ou partie de tels droits de brevet. Les détails concernant les références aux
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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
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Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
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de l'ISO aux principes de l'Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir www.iso.org/avant-propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures
en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, en collaboration avec le Comité
technique CEN/TC 12, Matériel, équipement et structures en mer pour les industries du pétrole, de la
pétrochimie et du gaz naturel du Comité européen de normalisation (CEN), conformément à l'Accord de
coopération technique entre l'ISO et le CEN (Accord de Vienne).
Cette quatrième édition annule et remplace la troisième édition (ISO 15156-2:2015), qui a fait l'objet
d'une révision technique. Les principales modifications par rapport à l'édition précédente sont les
suivantes:
— — les corrections apportées à la conversion de température pour le soudage (voir A.2.1.4A.2.1.4),),
la déformation à froid et le détensionnement (voir A.2.1.6A.2.1.6),), le marquage par poinçons (voir
A.2.1.9A.2.1.9),), les tubes et composants tubulaires (voir A.2.2.3.4A.2.2.3.4),), les roues de
compresseurs (voir A.2.3.3.2A.2.3.3.2) ;);
— — remplacement du titre «Mâchoires à cisaillement» par «Mâchoires» au A.2.3.2.2A.2.3.2.2 ;;
vi
6 © ISO 2020 – Tous droits réservés
— — ajout de C110 et modification de la désignation de C95 à R95 dans le Tableau A.3Tableau A.3 ;;
— — changement de référence à NACE TM0316 dans le Tableau B.1Tableau B.1 ;;
— — ajout d'une référence à BS 8701 en B.4.3B.4.3 ;;
— — modifications et ajouts apportés au Tableau B.3Tableau B.3 ;;
— — modification de l'Annexe Cl'Annexe C afin d‘inclure d'autres paramètres et une explication plus
détaillée concernant l'utilisation de l'activité chimique et de la fugacité, et afin de fournir des
recommandations générales concernant l'utilisation de la modélisation thermodynamique pour la
détermination de la sévérité des milieux.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 15156 se trouve sur le site web de l'ISO.
Il convient que l'utilisateur adresse tout retour d'information ou toute question concernant le présent
document à l'organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l'adresse www.iso.org/fr/members.html.
Introduction
Les conséquences de la rupture soudaine des composants métalliques des champs de pétrole et de gaz,
associée à leur exposition à des fluides de production contenant de l'hydrogène sulfuré (H S), ont conduit
à l'élaboration de la première édition de la NACE MR0175. Cette norme a été publiée en 1975 par la
National Association of Corrosion Engineers (Association nationale des ingénieurs en prévention de la
corrosion), connue désormais sous l'appellation NACE International.
La première édition ainsi que les éditions suivantes de la NACE MR0175 ont établi des limites de pression
partielle d'H S au-delà desquelles des mesures contre la fissuration sous contrainte induite par les
sulfures (SSC, Sulfide Stress Cracking) ont toujours été jugées nécessaires. Elles ont également fourni des
recommandations concernant le choix et la spécification de matériaux résistants à ce type de fissuration
lors du dépassement des seuils d'H2S. Des éditions plus récentes de la NACE MR0175 ont également
spécifié des limites de résistance pour certains alliages résistants à la corrosion, en termes de
composition et de pH de milieu, de température et de pressions partielles d'H2S.
La Fédération européenne de la corrosion (EFC, European Federation of Corrosion) a publié séparément
la Publication EFC 16 en 1995 et la Publication EFC 17 en 1996. Ces documents sont généralement
complémentaires de ceux de la NACE, bien que différents dans leur domaine d'application et leur contenu.
En 2003, la série de normes ISO 15156- et la NACE MR0175/ISO 15156 ont été publiées pour la première
fois. Ces documents identiques sur le plan technique ont utilisé les sources susmentionnées pour spécifier
des exigences et des recommandations concernant la qualification et le choix de matériaux destinés à être
utilisés dans des environnements aqueux contenant de l'H S dans la production de pétrole et de gaz. Ils
sont complétés par les méthodes d'essai de la NACE TM0177 et de la NACE TM0284.
La révision du présent document, c'est-à-dire l'ISO 15156--2, implique la consolidation de toutes les
modifications convenues et publiées dans la Circulaire technique 1, ISO 15156-2:2015/Cir.1:2017, la
Circulaire technique 2, ISO 15156-2:2015/Cir.2:2018 et la Circulaire technique 3, ISO 15156--
2:2015/Cir.3:2019, publiées par l'Agence de maintenance de la série ISO 15156 au DIN.
Les modifications ont été élaborées et approuvées par le vote des groupes représentatifs issus de
l'industrie de production de pétrole et de gaz. La grande majorité de ces modifications sont issues des
questions soulevées par les utilisateurs des documents. Une description du processus ayant permis
l'approbation de ces modifications est disponible sur le site web de maintenance de la série ISO 15156, à
l'adresse www.iso.org/iso15156maintenance.
Lorsque les experts de l'industrie de production de pétrole et de gaz les estiment nécessaires, les futures
modifications provisoires devant être apportées au présent document seront traitées de la même
manière et impliqueront des mises à jour provisoires du présent document qui se présenteront sous la
forme de Rectificatifs techniques ou de Circulaires techniques. Il convient que les utilisateurs du présent
document soient conscients que de tels documents peuvent exister et qu'ils peuvent avoir un impact sur
la validité des références datées citées dans le présent document.
L'Agence de Maintenance de la série ISO 15156 au DIN, a été créée après son approbation par le Bureau
de Gestion Technique de l'ISO, communiquée dans le document 34/2007. Ce document décrit la création
de l'Agence, qui comprend des experts de la NACE, de l'EFC et de l'ISO/TC 67 ainsi que le processus
d'approbation des amendements. Il est disponible sur le site web de maintenance de la série ISO 15156
et auprès du Secrétariat de l'ISO/TC 67. Ce site web permet également d'accéder aux documents associés
qui fournissent plus de détails sur les activités de maintenance de la série ISO 15156.
viii
8 © ISO 2020 – Tous droits réservés
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
AVERTISSEMENT -— Les aciers au carbone et les aciers faiblement alliés, ainsi que les fontes,
sélectionnés à l'aide du présent document résistent à la fissuration dans les conditions de service
définies pour les milieux contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) en production de pétrole et de
gaz, mais ils ne sont pas nécessairement insensibles à la fissuration dans toutes les conditions de
service. Il est de la responsabilité de l'utilisateur des équipements de sélectionner les aciers au
carbone et les aciers faiblement alliés, ainsi que les fontes, convenant au service prévu.
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie des exigences et donne des recommandations concernant la sélection et la
qualification des aciers au carbone et des aciers faiblement alliés dans des équipements utilisés pour la
production de pétrole et de gaz naturel et dans des installations de traitement de gaz naturel en milieux
contenant de l'hydrogène sulfuré (H S), où toute défaillance peut présenter un risque pour la santé et la
sécurité du public et du personnel ou pour l'environnement. Il peut être appliqué pour aider à prévenir
les dommages coûteux occasionnés par la corrosion aux équipements. Elle complète, sans toutefois s'y
substituer, les exigences concernant les matériaux dans les codes de construction, normes ou autres
réglementations appropriés.
Le présent document traite de la résistance de ces aciers aux dommages pouvant être causés par la
fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC, stress-oriented hydrogen-induced
cracking) et de la fissuration des zones de plus faible dureté (SZC, soft-zone cracking).
Le présent document traite également de la résistance de ces aciers à la fissuration induite par
l’hydrogène (HIC, hydrogen-induced cracking) et au développement possible en fissuration en gradins
(SWC, stepwise cracking).
Le présent document ne porte que sur la fissuration. Toute perte de matériau par corrosion générale
(perte de masse) ou localisée n'est pas étudiée.
Le Tableau 1Tableau 1 donne une liste non exhaustive d'équipements relevant du domaine d'application
du présent document et comprenant une liste d'équipements pouvant en être exclus.
Le présent document s'applique à la qualification et au choix des matériaux pour les équipements conçus
et construits sur la base des méthodes de calcul sous charge contrôlée. Pour les conceptions effectuées
sur la base de méthodes de calcul basées sur le niveau de déformation acceptable, voir l'ISO 15156--
1:2020, Article 5.
L'Annexe AL'Annexe A donne la liste des aciers au carbone et faiblement alliés résistants à la fissuration
sous contrainte induite par les sulfures (SSC) et elle comprend, au niveau du
Paragraphe A.2.4Paragraphe A.2.4,, les exigences d'utilisation des fontes.
Le présent document ne convient pas nécessairement à des équipements utilisés dans des processus et
des équipements de raffinage ou en aval.
Tableau 1 — Liste des équipements
Le présent document s'applique aux matériaux
Exclusions
utilisés avec les équipements suivants
Équipements de forage, de construction des puits et Équipements exposés uniquement à des fluides de
a
d'entretien des puits forage de composition contrôlée
Trépans
Lames de cisaille de bloc d'obturation de puits (BOP,
b
Blowout Preventer)
Systèmes de tubes prolongateurs de forage
Colonnes de travail
c
Câble et équipement de travail au câble
Tubes de cuvelage de surface et intermédiaires
d
Puits, y compris les équipements de subsurface, les Pompes à tiges de pompage et tiges de pompage
équipements à gaz d’activation (gas lift), les têtes de
Pompes submersibles électriques
puits et arbres de Noël (Christmas trees)
Autre équipement d’activation assistée
Coins
Conduites, lignes de collecte, installations de terrain et Installations de stockage et de manutention du pétrole
unités de traitement sur le terrain brut fonctionnant à une pression absolue totale
inférieure à 0,45 MPa (65 psi)
Matériel de traitement des eaux Installations de traitement des eaux fonctionnant à
une pression absolue totale inférieure à 0,45 MPa
(65 psi)
Matériel d'injection d'eau et de rejet d'eau
Installations de traitement du gaz naturel —
Conduites de transport de liquides, gaz et fluides Conduites de gaz conditionné pour un usage général
polyphasiques commercial et domestique
Pour tous les équipements ci-dessus Composants chargés uniquement par compression
a
Voir A.2.3.2.3A.2.3.2.3 pour plus d'informations.
b
Voir A.2.3.2.1A.2.3.2.1 pour plus d'informations.
c
Les lubrificateurs des câbles et les dispositifs de liaison des lubrificateurs ne sont pas exclus.
d
Pour les pompes à tiges de pompage et les tiges de pompage, se référer à la NACE MR0176.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu'ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l'édition citée s'applique.
Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les
éventuels amendements).
ISO 6506 (toutes les parties), Matériaux métalliques — Essai de dureté Brinell
ISO 6507 (toutes les parties), Matériaux métalliques — Essai de dureté Vickers
ISO 6508 (toutes les parties), Matériaux métalliques — Essai de dureté Rockwell
ISO 6892--1, Matériaux métalliques — Essai de traction — Partie 1: Méthode d'essai à température
ambiante
ISO 10423, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production — Équipement
pour têtes de puits et arbres de Noël
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ISO 15156--1:2020, Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des
environnements contenant de l'hydrogène sulfuré (H2S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 1:
Principes généraux pour le choix des matériaux résistant à la fissuration
ISO 15156--3, Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des
environnements contenant de l'hydrogène sulfuré (H2S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 3:
ARC (alliages résistants à la corrosion) et autres alliages résistantsrésistant à la fissuration
NACE TM0177 , Laboratory testing of metals for resistance to sulfide stress cracking and stress corrosion
cracking in H S environments
NACE TM0284, Evaluation of pipeline and pressure vessel steels for resistance to hydrogen-induced cracking
NACE TM0316, Four-point bend testing of materials for oil and gas applications
SAE AMS-2430 , Shot Peening
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et les définitions de l'ISO 15156-1 ainsi que les suivants
s'appliquent.
L'ISO et l'IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— — ISO Online browsing platform: disponible à l'adresse https://www.iso.org/obp
— — IEC Electropedia: disponible à l'adresse https://www.electropedia.org/
3.1
dureté Brinell
HBW
valeur de dureté d'un matériau mesurée normalement à l'aide d'un pénétrateur à bille en carbure de
tungstène de diamètre 10 mm avec une force de 29,42 kN
Note 1 à l'article : : Le mesurage doit être conforme à la série ISO 6506. Dans le présent document, l'ASTM E10 est
équivalente à l'ISO 6506-1.
3.2
pression de point de bulle
pB
pression à laquelle des bulles de gaz se forment dans un liquide à une température de service particulière
Note 1 à l'article : : Voir C.2C.2.
3.3
brunissage
procédé de lissage de surfaces par friction entre le matériau et certaines autres pièces en matériau dur,
comme des billes d'acier trempé
www.nace.orgwww.nace.org
www.sae.org www.sae.org
3.4
pièce moulée
pièce métallique obtenue directement à sa forme finale ou presque par la solidification de métal fondu
dans un moule
3.5
fonte
alliage fer-carbone contenant approximativement une fraction massique de carbone de 2 % à 4 %
3.5.1
fonte grise
fonte qui présente une surface de cassure grise en raison de la présence de graphite lamellaire
3.5.2
fonte blanche
fonte qui présente une surface de cassure blanche en raison de la présence de cémentite
3.5.3
fer malléable
fonte blanche ayant subi un traitement thermique pour convertir la plus grande partie ou la totalité de la
cémentite en graphite (carbone de revenu)
3.5.4
fonte ductile
fonte nodulaire
fonte qui a été traitée alors qu'elle était fondue avec un élément (habituellement du magnésium ou du
cérium) qui sphéroïdise le graphite
3.6
cémentite
constituant microstructural des aciers, composé principalement de carbure de fer (Fe C)
3.7
déformation à froid
forgeage à froid
formage à froid
écrouissage
déformation plastique d'un métal dans des conditions de température et de vitesse de déformation
entraînant un durcissement par la déformation, s'effectuant généralement, mais non obligatoirement, à
la température ambiante
3.8
aptitude à l'emploi
adéquation à un emploi dans des conditions de service prévues
3.9
acier à usinabilité améliorée
acier auquel des éléments comme le soufre, le sélénium et le plomb ont été ajoutés volontairement pour
améliorer l'usinabilité
3.10
température A1
transformation de l'austénite au refroidissement
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3.11
nitruration
processus de cémentation dans lequel de l'azote est introduit à la surface de matériaux métalliques
(habituellement des alliages ferreux)
EXEMPLESEXEMPLE Nitruration en phase liquide, nitruration en phase gazeuse, nitruration ionique et
nitruration par plasma.
3.12
normaliser
chauffage d'un alliage ferreux à une température donnée, au-dessus de la zone de transformation
(austénitisation), et maintien de cette température sur une durée appropriée, puis refroidissement en air
calme (ou dans une atmosphère protectrice) à une température considérablement plus basse que la zone
de transformation
3.13
déformé plastiquement
déformé de manière permanente par application d'une contrainte au-delà de la limite d'élasticité, c'est-
à-dire au-delà de la limite de proportionnalité entre contrainte et déformation
3.14
pièce assurant le confinement de la pression
pièce dont l'incapacité à fonctionner comme prévu entraîne une libération dans l'atmosphère du fluide
retenu
EXEMPLESEXEMPLE Les corps, couvercles et tiges de vannes.
3.15
trempé et revenu
durci par trempe et ensuite revenu
3.16
dureté Rockwell C
HRC
valeur de dureté d'un matériau mesurée à l'aide d'un pénétrateur à cône de diamant Rockwell C avec une
force de 1 471 N
Note 1 à l'article : : Le mesurage doit être conforme à la série ISO 6508. Dans le présent document, l'ASTM E18 est
équivalente à l'ISO 6508-1.
3.17
grenaillage de précontrainte
génération de contraintes de compression dans la couche superficielle d'un matériau en le bombardant
avec un moyen approprié (habituellement de la grenaille d'acier ronde) et dans des conditions contrôlées
3.18
détensionnement
chauffage d'un métal à une température appropriée, suivi d'un maintien suffisamment long pour réduire
les contraintes résiduelles, puis d'un refroidissement suffisamment lent pour réduire le plus possible le
développement de nouvelles contraintes résiduelles
3.19
revenu
traitement thermique par chauffage à une température inférieure à la température A1, dans le but de
réduire la dureté et d'augmenter la résilience de l'acier trempé, de la fonte trempée et quelquefois de
l'acier normalisé
3.20
résistance à la rupture
résistance ultime
rapport de charge maximale à la section initiale
Note 1 à l'article : : Voir ISO 6892-1.
3.21
lot d'essai
groupe d'éléments représentant un lot de production dont la conformité à une exigence spécifiée peut
être déterminée par des essais sur des échantillons représentatifs et selon une procédure définie
3.22
composant tubulaire
composant cylindrique (tuyau) doté d'un trou longitudinal, utilisé dans des opérations de
forage/production pour faire circuler des fluides
3.23
dureté Vickers (Vickers hardness)
HV
valeur de dureté d'un matériau, obtenue à l'aide d'un pénétrateur à pointe de diamant et d'une charge
appliquée choisie parmi plusieurs charges possibles
Note 1 à l'article : : Le mesurage doit être conforme à la série ISO 6507. Dans le présent document, l'ASTM E384 est
équivalente à l'ISO 6507-1.
3.24
soudure
partie d'un composant soudé comprenant le cordon de soudure, la zone affectée thermiquement et le
métal de base adjacent
3.25
cordon de soudure
partie de la zone de soudage qui a été fondue durant le soudage
3.26
corroyé
façonné par déformation, en général à chaud (laminage, extrusion, forgeage, etc.)
4 Symboles et abréviations
AYS limite réelle d'élasticité (actual yield strength)
CLR rapport des longueurs de fissure (crack length ratio)
CSR surface de fissure normalisée (crack surface ratio)
CTR épaisseur de fissure normalisée (crack thickness ratio)
DCB essai en double poutre [double cantilever beam (test)]
FPB essai de flexion à quatre points [four-point bend (test)]
HBW dureté Brinell (Brinell hardness)
HIC fissuration induite par l'hydrogène (hydrogen-induced cracking)
HRC dureté Rockwell, échelle C [Rockwell hardness (scale C)]
HSC fissuration sous contrainte par l’hydrogène (hydrogen stress cracking)
6 © ISO 2020 – Tous droits réservés
OCTG tubes verticaux (oil country tubular goods), à savoir cuvelage, tubage et tige de forage
𝑝𝑝 pression partielle de H S
𝐻𝐻𝑆𝑆
𝑝𝑝 pression partielle de CO
𝐶𝐶𝑂𝑂
R limite d'élasticité conventionnelle à 0,2 % d'allongement, conformément à l'ISO 6892-1
p0,2
SMYS limite d'élasticité minimale spécifiée (specified minimum yield strength)
SOHIC fissuration orientée sous contrainte induite par l'hydrogène (stress-oriented hydrogen-
induced cracking)
SSC fissuration sous contrainte induite par les sulfures (sulfide stress cracking)
SWC fissuration en gradins (stepwise cracking)
SZC fissuration des zones de plus faible dureté (soft-zone cracking)
T température
UNS système de numérotation unifié (Unified Numbering System) (issu de SAE-ASTM, Metals and
alloys in the Unified Numbering System)
UT traction uniaxiale (essai) [uniaxial tensile (test)]
5 Renseignements à fournir pour l'achat de matériaux
5.1 La préparation des spécifications pour l'achat de matériaux peut nécessiter la coopération et des
échanges de données entre l'utilisateur de l'équipement, le fournisseur de l'équipement et le fabricant de
matériaux afin de garantir que les matériaux achetés répondent aux exigences de l'ISO 15156-1 et du
présent document.
5.2 Les renseignements suivants doivent être fournis:
— — préférence pour des types et/ou grades de matériaux (s'ils sont connus) ;);
— — type d'équipement (s'il est connu) ;);
— — la référence du présent document;
— — bases d'acceptation pour la sélection de matériaux résistant à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) (voir l'Article 7l'Article 7) ;);
— — exigences pour la résistance à la fissuration induite par l’hydrogène (HIC) (voir
l'Article 8l'Article 8).).
5.3 L'utilisateur de l'équipement et le fournisseur de l'équipement et/ou le fabricant de matériaux
peuvent convenir que des aciers au carbone ou faiblement alliés autres que les matériaux préqualifiés
figurant à l'Annexe Al'Annexe A soient sélectionnés, sous couvert d'essais de qualification appropriés,
conformément à l'Annexe Bl'Annexe B et à l'ISO 15156-1. Les exigences de qualification peuvent être
étendues pour inclure la résistance à la fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène
(SOHIC) et à la fissuration des zones de plus faible dureté (SZC).
Si l'acheteur à l'intention de faire usage de tels accords, extensions et qualifications, les informations
complémentaires appropriées doivent être clairement indiquées dans la spécification de commande des
matériaux. Ces informations peuvent inclure les points suivants:
— — des exigences pour les essais de fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC), voir le
7.17.1 et le 7.27.2) ;);
— — des conditions de service pour une application de service H S particulière; et
— — d'autres exigences particulières.
5.4 L'Annexe CL'Annexe C décrit la manière de calculer la pression partielle de H S et
l'Annexe Dl'Annexe D donne des indications pour déterminer la valeur de pH d'un fluide.
5.5 Les renseignements requis pour l'achat de matériaux doivent être indiqués dans les fiches
techniques appropriées. Des exemples de formats sont indiqués à l'Annexe El'Annexe E.
6 Facteurs jouant sur le comportement des aciers au carbone et faiblement
alliés en milieux contenant du H S
Le comportement des aciers au carbone et faiblement alliés en milieux contenant de l'hydrogène sulfuré
(H S) est affecté par des interactions complexes entre les paramètres suivants:
a) a) composition chimique, méthode de fabrication, forme du produit, résistance, dureté du matériau
et ses variations locales, quantité d'écrouissage, conditions de traitement thermique, microstructure,
uniformité microstructurale, taille de grains et propreté du matériau,
b) b) pression partielle de l'hydrogène sulfuré (H S) ou concentration équivalente en phase aqueuse;
c) c) concentration d'ions chlorures dans la phase aqueuse;
d) d) acidité (pH) de la phase aqueuse;
e) e) présence de soufre ou d'un autre oxydant;
f) f) exposition à des fluides de non-production;
g) g) température d'exposition;
h) h) contrainte de traction totale (appliquée plus résiduelle) ;);
i) i) temps d'exposition.
Ces facteurs doivent être pris en compte lorsque le présent document est utilisé pour la sélection de
matériaux adaptés aux milieux contenant de l'H S dans les systèmes de production de pétrole et de gaz.
7 Qualification et sélection des aciers au carbone et faiblement alliés par
rapport au risque de fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC),
de fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC) et de
fissuration des zones de plus faible dureté (SZC)
7.1 Option 1 — Sélection d'aciers (et fontes) résistants à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) à l'aide de A.2A.2
7.1.1 Pour <𝒑𝒑 < 0,3 kPa (0,05 psi)
𝒑𝒑 𝒑𝒑
𝒑𝒑
La sélection de matériaux résistants à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) pour
une 𝑝𝑝 inférieure à 0,3 kPa (0,05 psi) n'est pas considérée en détail dans le présent document.
𝐻𝐻𝑆𝑆
Habituellement, aucune mesure particulière n'est requise pour la sélection d'aciers destinés à une
utilisation dans ces conditions. Toutefois, les aciers très sensibles peuvent fissurer. Des renseignements
complémentaires sur les facteurs jouant sur la sensibilité des aciers et l'attaque par des mécanismes de
fissuration autres que la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) sont donnés en
7.2.17.2.1.
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7.1.2 Pour ≥𝒑𝒑 ≥ 0,3 kPa (0,05 psi)
𝒑𝒑 𝒑𝒑
𝒑𝒑
Si la pression partielle de l'hydrogène sulfuré (H2S) présent dans le gaz est supérieure ou égale à 0,3 kPa
(0,05 psi), les aciers résistants à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) doivent être
sélectionnés à l'aide de A.2A.2.
NOTE 1 Les aciers décrits ou mentionnés en A.2A.2 sont considérés être résistants à la fissuration sous
contrainte induite par les sulfures (SSC) dans des installations de production de pétrole et de gaz naturel et de
traitement du gaz naturel.
NOTE 2 Les utilisateurs concernés par l'apparition de fissuration orientée sous contrainte induite par
l’hydrogène (SOHIC) et/ou de fissuration des zones de plus faible dureté (SZC) peuvent se référer à l'option 2, voir
en 7.2.27.2.2.
NOTE 3 Pour la fissuration induite par l’hydrogène (HIC) et la fissuration en gradins (SWC), se référer à
l'Article 8l'Article 8.
7.2 Option 2 — Sélection d'aciers pour des applications ou des domaines spécifiques de
service en milieu H2S
7.2.1 Fissuration sous contrainte induite par les sulfures
7.2.1.1 Généralités
L'option 2 permet à l'utilisateur de qualifier et de sélectionner des matériaux résistant à la fissuration
sous contrainte induite par les sulfures (SSC) pour des applications spécifiques de service en milieu H S
ou des domaines restreints de service en milieu H S.
Pour un matériau donné, les limites des variables environnementales et métallurgiques définies pour un
service en milieu H S spécifique ou pour un domaine de services en milieu H S par qualification
2 2
conformément à l'option 2 peuvent remplacer toutes les limites des variables environnementales et
métallurgiques énumérées pour ce matériau en A.2A.2 (option 1).
L'utilisation de l'option 2 peut demander une connaissance du pH in situ et de la pression partielle de
l'hydrogène sulfuré (H S) ainsi que de leurs variations dans le temps, voir l'ISO 15156-1.
L'option 2 facilite l'achat de matériaux en gros tonnage comme les tubes verticaux ou les tubes de
canalisation, pour lesquels l'incitation économique à utiliser des matériaux non décrits ou bien non
répertoriés à l'Annexe Al'Annexe A l'emporte sur les qualifications supplémentaires et autres coûts que
cela peut entraîner. Les aciers pour d'autres équipements peuvent aussi être qualifiés de la sorte. Dans
certains cas, cela demande un accord entre le fournisseur et l'utilisateur d'équipements sur les essais à
effectuer et le choix des critères d'acceptation. Ces accords doivent être appuyés par des documents.
L'option 2 peut aussi faciliter les évaluations de «l'aptitude à l'emploi» d'équipements en aciers au
carbone ou faiblement alliés déjà en place et exposés à des conditions de service en milieu H2S plus
sévères que prévu dans la définition initiale de ces équipements.
7.2.1.2 Domaines de sévérité des milieux H S par rapport à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC)
La sévérité des milieux H S, selon l'ISO 15156-1, vis-à-vis de la fissuration sous contrainte induite par les
sulfures (SSC) sur acier au carbone ou faiblement allié, doit être évaluée à l'aide de la Figure 1Figure 1.
Dans la définition de la sévérité du milieu H S, il convient d'examiner l'impact que peut avoir une
exposition significative possible à des phases aqueuses condensées non tamponnées d'un faible pH lors
de conditions de fonctionnement perturbées ou d'un arrêt ou à des acides employés pour la stimulation
des puits et/ou au retour de ces acides après réaction.
Légende
X pression partielle d'H2S, exprimée en kilopascal
Y pH in situ
0 domaine 0
1 domaine 1 SSC
2 domaine 2 SSC
3 domaine 3 SSC
NOTE 1 Les discontinuités présentes sur la figure, au-dessous d'une pression partielle de H2S de 0,3 kPa
(0,05 psi) et au-dessus d'une pression partielle de H2S de 1 MPa (150 psi), reflètent l'incertitude de la mesure de la
pression partielle de H S (à faible )𝑝𝑝 ) et du comportement des aciers au-delà de ces limites (à 𝑝𝑝 faible et fort).
𝐻𝐻𝑆𝑆 𝐻𝐻𝑆𝑆
2 2
10 © ISO 2020 – Tous droits réservés
NOTE 2 Des recommandations concernant le calcul de la pression partielle de H2S sont données à
l'Annexe Cl'Annexe C.
NOTE 3 Des recommandations concernant le calcul du pH sont données à l'Annexe Dl'Annexe D.
Figure 1 — Domaines de sévérité des milieux H S par rapport à la fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) des aciers au carbone et faiblement alliés
7.2.1.3 Domaine 0 — Pour <𝒑𝒑 < 0,3 kPa (0,05 psi)
𝒑𝒑 𝒑𝒑
𝒑𝒑
Normalement, aucune précaution n'est nécessaire lors de la sélection d'aciers pour une utilisation dans
ces conditions. Toutefois, il convient de prendre en considération un certain nombre de facteurs pouvant
affecter les performances des aciers dans ce domaine, comme suit.
— — Les aciers très sensibles à la fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) et à la
fissuration sous contrainte par l'hydrogène (HSC) peuvent fissurer.
— — Les propriétés physiques et métallurgiques d'un acier affectent sa résistance intrinsèque à la
fissuration sous contrainte induite par les sulfures (SSC) et à la fissuration sous contrainte par
l'hydrogène (HSC), voir l'Article 6l'Article 6.
— — Les aciers à très haute résistance mécanique peuvent être sensibles à la fissuration sous
contrainte par l'hydrogène (HSC) en milieu aqueux sans H S. Au-dessus d'environ 965 MPa (140 ksi)
de limite d'élasticité conventionnelle, il est recommandé de faire attention à la composition et à la
gamme de fabrication des aciers pour garantir qu'ils ne feront pas de fissuration sous contrainte
induite par les sulfures (SSC) ou de fissuration sous contrainte par l'hydrogène (HSC) dans le
domaine 0.
— — Les concentrations de contrainte augmentent le risque de fissuration.
7.2.1.4 Domaines de sévérité 1, 2 et 3
En se référant aux domaines de sévérité de l'exposition comme défini surà la Figure 1Figure 1,, les aciers
peuvent être sélectionnés pour le domaine 1 à l'aide des Articles A.2Articles A.2, A.3, A.3 ou A.4A.4,, pour
le domaine 2 à l'aide des Articles A.2Articles A.2 ou A.3A.3 et pour le domaine 3 à l'aide de A.2A.2.
En l'absence de choix satisfaisants d'après l'Annexe Al'Annexe A,, les aciers au carbone et faiblement
alliés peuvent être soumis à essais et qualifiés pour une utilisation dans des conditions spécifiques de
service en milieu H S ou dans tout un domaine de fissuration sous contrainte induite par les sulfures
(SSC) donné. Les essais et la qualification doivent être conformes à l'ISO 15156-1 et à
l'Annexe Bl'Annexe B.
Une expérience sur site appuyée par des documents peut aussi être utilisée comme base de sélection de
matériaux pour une application spécifique de service en milieu H S (voir l'ISO 15156-1).
7.2.2 SOHIC et SZC
Il convient que l'utilisateur prenne en considération la fissuration orientée sous contrainte induite par
l’hydrogène (SOHIC) et la fissuration des zones de plus faible dureté (SZC), telles que définies dans
l'ISO 15156-1, lorsqu'il s'agit d'évaluer les aciers au carbone sous la forme de produits plats et/ou leurs
produits soudés pour une utilisation dans des milieux H S.
B.4B.4 indique les lignes directrices pour les méthodes d'essais et les critères d'acceptation permettant
d'évaluer la résistance à la fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène (SOHIC) et à la
fissuration des zones de plus faible dureté (SZC).
NOTE L'apparition de ces phénomènes est rare et ceux-ci ne sont pas encore bien compris. Ils ont causé des
défaillances soudaines dans des aciers de base [fissuration orientée sous contrainte induite par l’hydrogène
(SOHIC)] et dans la zone affectée thermiquement de soudures [fissuration orientée sous contrainte induite par
ISO 15156-
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