ISO 13628-1:2005/Amd 1:2010

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13628-1
Second edition
2005-11-15
AMENDMENT 1
2010-08-15
Petroleum and natural gas industries —
Design and operation of subsea
production systems —
Part 1:
General requirements
and recommendations
AMENDMENT 1: Revised Clause 6
Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation
des systèmes de production immergés —
Partie 1: Exigences générales et recommandations
AMENDEMENT 1: Révision de l'Article 6





Reference number
ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
©
ISO 2010

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
Amendment 1 to ISO 13628-1:2005 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment
and offshore structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 4, Drilling
and production equipment. The changes are made mainly to Clause 6, which has been amended with a
revised set of provisions that includes the general material design requirements and recommendations
applicable to the complete subsea production system.
© ISO 2010 – All rights reserved iii

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
Introduction
This amendment is based on ISO 13628-1:2005, Clause 6; EEMUA Publication 194:2004; several NORSOK
standards and many oil company and supplier material specifications.
This revised Clause 6 does not include detailed material requirements and recommendations, e.g. for
manufacturing and testing. Such information is included in the product-specific parts of this part of ISO 13628.
It is intended that there not be any duplication of this part of ISO 13628 with the other parts of ISO 13628,
whereas there can be overlap of material requirements between product-specific parts. In case of conflict
between this part of ISO 13628 and product specific parts, it is intended that the latter take precedence.

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)

Petroleum and natural gas industries — Design and operation
of subsea production systems —
Part 1:
General requirements and recommendations
AMENDMENT 1: Revised Clause 6
Page iii, Contents:
Replace the list of subclauses for Clause 6 with the following.
6 Materials and corrosion protection
6.1 General principals
6.2 Corrosivity evaluation
6.3 Corrosion control
6.4 Materials selection
6.5 Mechanical properties and material usage limitations
Page 1, Clause 2:
Add the following normative references:
ISO 8501-1, Preparation of steel substrates before application of paints and related products — Visual
assessment of surface cleanliness — Part 1: Rust grades and preparation grades of uncoated steel
substrates and of steel substrates after overall removal of previous coatings. Informative supplement to part 1:
Representative photographic examples of the change of appearance imparted to steel when blast-cleaned
with different abrasives
ISO 8503 (all parts), Preparation of steel substrates before application of paints and related products —
Surface roughness characteristics of blast-cleaned steel substrates
ISO 9588, Metallic and other inorganic coatings — Post-coating treatments of iron or steel to reduce the risk
of hydrogen embrittlement
ISO 12944 (all parts), Paints and varnishes — Corrosion protection of steel structures by protective paint
systems
1)
ISO 15156 (all parts) , Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing
2
environments in oil and gas production

[41]
1) ISO 15156 (all parts) was adopted by NACE as NACE MR0175/ISO 15156 .
© ISO 2010 – All rights reserved 1

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
ISO 23936-1, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Non-metallic materials in contact with
media related to oil and gas production — Part 1: Thermoplastics
Page 3, 3.1:
Add the following terms and definitions after 3.1.12.
3.1.13
carbon steel
alloy of carbon and iron containing up to 2 % mass fraction carbon, up to 1,65 % mass fraction manganese
and residual quantities of other elements, except those intentionally added in specific quantities for
deoxidation (usually silicon and/or aluminium)
NOTE Carbon steels used in the petroleum industry usually contain less than 0,8 % mass fraction carbon.
[ISO 15156-1:2009, 3.3]
3.1.14
corrosion-resistant alloys
CRAs
alloys that are intended to be resistant to general and localized corrosion in oilfield environments that are
corrosive to carbon steels
NOTE This definition is in accordance with ISO 15156-1 and is intended to include materials such as stainless steels
with minimum 11,5 % mass fraction Cr, and nickel, cobalt and titanium base alloys. Other ISO documents can have other
definitions.
3.1.15
low-alloy steel
steels containing a total alloying element content of less than 5 % mass fraction, but more than that for carbon
steel
[12]
EXAMPLES AISI 4130, AISI 8630, ASTM A182 Grade F22 are examples of low alloy steels.
3.1.16
pitting resistance equivalent number
PREN
number developed to reflect and predict the pitting resistance of a stainless steel, based on the proportions of
Cr, Mo, W and N in the chemical composition of the alloy
NOTE This number is based on observed resistance to pitting of CRAs in the presence of chlorides and oxygen, e.g.
seawater, and is not directly indicative of the resistance to produced oil and gas environments.
F = w + 3,3(w + 0,5w ) + 16w
PREW Cr Mo W N
where
w is the mass fraction of chromium in the alloy, expressed as a percentage of the total composition;
Cr
w is the mass fraction of molybdenum in the alloy, expressed as a percentage of the total composition;
Mo
w is the mass fraction of tungsten in the alloy, expressed as a percentage of the total composition;
W
w is the mass fraction of nitrogen in the alloy, expressed as a percentage of the total composition.
N
3.1.17
sour service
service in an H S-containing (sour) fluid
2
NOTE In this part of ISO 13628, “sour service” refers to conditions where the H S content is such that restrictions as
2
specified by ISO 15156 (all parts) apply.
2 © ISO 2010 – All rights reserved

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
3.1.18
sweet service
service in an H S-free (sweet) fluid
2
3.1.19
type 316
austenitic stainless steel alloys of type UNS S31600/S31603
3.1.20
type 6Mo
austenitic stainless steel alloys with PREN W 40 and Mo alloying W 6,0 % mass fraction, and nickel alloys with
Mo content in the range 6 % mass fraction to 8 % mass fraction
EXAMPLES UNS S31254, N08367 and N08926 alloys.
3.1.21
type 22Cr duplex
ferritic/austenitic stainless steel alloys with 30 u PREN u 40 and Mo u 2,0 % mass fraction
EXAMPLES UNS S31803 and S32205 steels.
3.1.22
type 25Cr duplex
ferritic/austenitic stainless steel alloys with 40 u PREN u 45
EXAMPLES UNS S32750 and S32760 steels.
Page 3, 3.2:
Add the following abbreviated terms.
CRA corrosion-resistant alloy
HB Brinell hardness
HIC hydrogen induced cracking
HRC Rockwell hardness C scale
MIC microbiologically influenced corrosion
SWC stepwise cracking
Page 42:
Replace Clause 6 with the following.
6 Materials selection and corrosion protection
6.1 General principles
The materials selection process shall take into account all statutory and regulatory requirements. The project
design criteria (e.g. design lifetime, inspection and maintenance philosophy, safety and environmental profiles,
operational reliability and specific project requirements), should be considered.
Robust materials selection should be made to ensure operation reliability throughout the design life as the
access for the purposes of maintenance and repair is limited and costly.
© ISO 2010 – All rights reserved 3

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
Materials selection should be based on an evaluation of corrosion and erosion as described within this clause.
All internal and external media should be considered for the entire design life. Degradation mechanisms not
specially covered in this part of ISO 13628 (e.g. fatigue, corrosion-fatigue, wear and galling), should be
considered for relevant components and conditions.
Mechanical properties and usage limitations for different material grades shall comply with applicable design
code requirements and guidelines given in 6.5. The material weldability should also be considered to avoid
fabrication defects.
Cost and material availability have a significant influence on materials selection, and evaluations should be
made to support the final selection.
[43]
NOTE If life-cycle cost evaluations are considered appropriate, then the methodology described in ISO 15663-2 can
be helpful.
The end user shall specify how to implement the requirements and guidelines of Clause 6, and specify the
design conditions. The scope of work in relevant contracts defines the responsible party for materials selection
for the facility and/or equipment. Alternatives to the requirements in Clause 6 may be utilized when agreed
between the user/purchaser and the supplier/manufacturer to suit specific field requirements. The intention is
to facilitate and complement the material selection process rather than to replace individual engineering
judgment and, where requirements are non-mandatory, to provide positive guidance for the selection of an
optimal solution.
Similarly, the normative references in this part of ISO 13628 may be replaced by other recognized equivalent
standards when agreed between the user/purchaser and the supplier/manufacturer.
Some common oilfield alloys are described in Table 1. This is, however, not meant to be an all-inclusive list
and other alloys may be used.
6.2 Corrosivity evaluation
6.2.1 Design premise
The corrosivity evaluation shall consider all media exposed to the system components including the stages of
transportation, storage, installation, testing and preservation. This typically includes
⎯ seawater,
⎯ produced fluids,
⎯ drilling and completion fluids,
⎯ hydraulic control fluid,
⎯ chemicals such as inhibitors, well stimulation fluids, etc.
It is recommended that a compatibility matrix be developed showing to which media all components are
exposed.
6.2.2 Internal corrosion
6.2.2.1 Hydrocarbon systems
A corrosion evaluation should be carried out to determine the general corrosivity of the internal fluids for the
materials under consideration.
4 © ISO 2010 – All rights reserved

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
The corrosion evaluation should be based on a corrosion prediction model, or on relevant test or field
corrosion data agreed with the end user. General and localized corrosion of carbon steel takes place over
time, and the anticipated corrosion rate should be calculated for the operating conditions.
For wet hydrocarbon systems made of carbon and low-alloy steel or CRA, the corrosion mechanisms
indicated in Table 1 should be evaluated. Details on mechanisms and parameters for consideration are given
[38]
in ISO 21457 .
Table 1 — Materials prone to corrosion mechanisms in hydrocarbon systems
Corrosion mechanism Carbon and low-alloy steel CRA
a
CO and H S corrosion Yes Yes
2 2
MIC Yes Yes
SSC/SCC caused by HS Yes Yes
2
HIC/SWC Yes No
a
The presence of H S in combination with CO can also lead to a localized attack of CRAs. The critical parameters are temperature,
2 2

chloride content, pH and partial pressure of H S. There are no generally accepted limits and the limits vary with type of CRA.
2

In cases where the potential exists for significant sand production, a sand-erosion evaluation should be
carried out. The evaluation should include sand-prediction studies in the reservoir to provide information
regarding reservoir sanding potential, as well as an evaluation of possible erosion damage. Erosion-prediction
models can be used to evaluate the likelihood of erosion damage; the model used should be specified by, or
agreed with, the end user. Even where the predicted erosion rate is low, the potential for synergistic erosion-
corrosion should be considered.
Chemicals for scale inhibition, scale removal and well stimulation may be corrosive and shall be considered in
the corrosion evaluation.
6.2.2.2 Injection systems
Injection systems involve injection of water or gas into the sub-surface for disposal or stimulation purposes.
Water-injection systems include injection of de-aerated seawater, untreated seawater, chlorinated seawater,
produced water, aquifer water and combinations and mixing of different waters.
NOTE Aquifer water comes from an underground layer of water-bearing, permeable rock from which ground water
can be extracted. This water can be used for injection into oil-bearing reservoirs.
The most relevant corrosion mechanisms for injection of gas, produced water and aquifer water are as for the
hydrocarbon carrying systems covered in 6.2.2.1 and the corrosion evaluation should be made accordingly.
[38]
Details on mechanisms and parameters to consider are given in ISO 21457 .
All components that can contact injection water should be resistant to well-treatment chemicals or well-
stimulation chemicals if back-flow situations can occur.
6.2.3 External corrosion
External corrosion evaluations shall consider all of the following:
⎯ atmospheric corrosion during transport;
⎯ storage and construction;
⎯ seawater corrosion during and after installation;
⎯ availability of cathodic protection.
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
It has been shown that some materials, such as martensitic and duplex stainless steel and other high-strength
alloys, are susceptible to hydrogen stress cracking if they are subjected simultaneously to stresses and
cathodic protection. For guidelines in design and limitations in mechanical properties, see 6.5.
6.3 Corrosion control
6.3.1 Galvanic corrosion mitigation
Wherever dissimilar metals are coupled together, a corrosivity evaluation shall be made. Cathodic protection
prevents galvanic corrosion externally when the different materials a
...

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13628-1
First edition
2005-11-15
AMENDMENT 1
2010-08-15
Petroleum and natural gas industries —
Design and operation of subsea
production systems —
Part 1:
General requirements
and recommendations
AMENDMENT 1: Revised Clause 6
Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et exploitation
des systèmes de production immergés —
Partie 1: Exigences générales et recommandations
AMENDEMENT 1: Révision de l'Article 6





Reference number
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electronic or mechanical, including photocopying and microfilm, without permission in writing from either ISO at the address below or
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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
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established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
Amendment 1 to ISO 13628-1:2005 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment
and offshore structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 4, Drilling
and production equipment. The changes are made mainly to Clause 6, which has been amended with a
revised set of provisions that includes the general material design requirements and recommendations
applicable to the complete subsea production system.
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
Introduction
This amendment is based on ISO 13628-1:2005, Clause 6; EEMUA Publication 194:2004; several NORSOK
standards and many oil company and supplier material specifications.
This revised Clause 6 does not include detailed material requirements and recommendations, e.g. for
manufacturing and testing. Such information is included in the product-specific parts of this part of ISO 13628.
It is intended that there not be any duplication of this part of ISO 13628 with the other parts of ISO 13628,
whereas there can be overlap of material requirements between product-specific parts. In case of conflict
between this part of ISO 13628 and product specific parts, it is intended that the latter take precedence.

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Petroleum and natural gas industries — Design and operation
of subsea production systems —
Part 1:
General requirements and recommendations
AMENDMENT 1: Revised Clause 6
Page iii, Contents:
Replace the list of subclauses for Clause 6 with the following.
6 Materials and corrosion protection
6.1 General principals
6.2 Corrosivity evaluation
6.3 Corrosion control
6.4 Materials selection
6.5 Mechanical properties and material usage limitations
Page 1, Clause 2:
Add the following normative references:
ISO 8501-1, Preparation of steel substrates before application of paints and related products — Visual
assessment of surface cleanliness — Part 1: Rust grades and preparation grades of uncoated steel
substrates and of steel substrates after overall removal of previous coatings. Informative supplement to part 1:
Representative photographic examples of the change of appearance imparted to steel when blast-cleaned
with different abrasives
ISO 8503 (all parts), Preparation of steel substrates before application of paints and related products —
Surface roughness characteristics of blast-cleaned steel substrates
ISO 9588, Metallic and other inorganic coatings — Post-coating treatments of iron or steel to reduce the risk
of hydrogen embrittlement
ISO 12944 (all parts), Paints and varnishes — Corrosion protection of steel structures by protective paint
systems
1)
ISO 15156 (all parts) , Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing
2
environments in oil and gas production

[41]
1) ISO 15156 (all parts) was adopted by NACE as NACE MR0175/ISO 15156 .
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ISO 23936-1, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Non-metallic materials in contact with
media related to oil and gas production — Part 1: Thermoplastics
Page 3, 3.1:
Add the following terms and definitions after 3.1.12.
3.1.13
carbon steel
alloy of carbon and iron containing up to 2 % mass fraction carbon, up to 1,65 % mass fraction manganese
and residual quantities of other elements, except those intentionally added in specific quantities for
deoxidation (usually silicon and/or aluminium)
NOTE Carbon steels used in the petroleum industry usually contain less than 0,8 % mass fraction carbon.
[ISO 15156-1:2009, 3.3]
3.1.14
corrosion-resistant alloys
CRAs
alloys that are intended to be resistant to general and localized corrosion in oilfield environments that are
corrosive to carbon steels
NOTE This definition is in accordance with ISO 15156-1 and is intended to include materials such as stainless steels
with minimum 11,5 % mass fraction Cr, and nickel, cobalt and titanium base alloys. Other ISO documents can have other
definitions.
3.1.15
low-alloy steel
steels containing a total alloying element content of less than 5 % mass fraction, but more than that for carbon
steel
[12]
EXAMPLES AISI 4130, AISI 8630, ASTM A182 Grade F22 are examples of low alloy steels.
3.1.16
pitting resistance equivalent number
PREN
number developed to reflect and predict the pitting resistance of a stainless steel, based on the proportions of
Cr, Mo, W and N in the chemical composition of the alloy
NOTE This number is based on observed resistance to pitting of CRAs in the presence of chlorides and oxygen, e.g.
seawater, and is not directly indicative of the resistance to produced oil and gas environments.
F = w + 3,3(w + 0,5w ) + 16w
PREW Cr Mo W N
where
w is the mass fraction of chromium in the alloy, expressed as a percentage of the total composition;
Cr
w is the mass fraction of molybdenum in the alloy, expressed as a percentage of the total composition;
Mo
w is the mass fraction of tungsten in the alloy, expressed as a percentage of the total composition;
W
w is the mass fraction of nitrogen in the alloy, expressed as a percentage of the total composition.
N
3.1.17
sour service
service in an H S-containing (sour) fluid
2
NOTE In this part of ISO 13628, “sour service” refers to conditions where the H S content is such that restrictions as
2
specified by ISO 15156 (all parts) apply.
2 © ISO 2010 – All rights reserved

---------------------- Page: 6 ----------------------
ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
3.1.18
sweet service
service in an H S-free (sweet) fluid
2
3.1.19
type 316
austenitic stainless steel alloys of type UNS S31600/S31603
3.1.20
type 6Mo
austenitic stainless steel alloys with PREN W 40 and Mo alloying W 6,0 % mass fraction, and nickel alloys with
Mo content in the range 6 % mass fraction to 8 % mass fraction
EXAMPLES UNS S31254, N08367 and N08926 alloys.
3.1.21
type 22Cr duplex
ferritic/austenitic stainless steel alloys with 30 u PREN u 40 and Mo u 2,0 % mass fraction
EXAMPLES UNS S31803 and S32205 steels.
3.1.22
type 25Cr duplex
ferritic/austenitic stainless steel alloys with 40 u PREN u 45
EXAMPLES UNS S32750 and S32760 steels.
Page 3, 3.2:
Add the following abbreviated terms.
CRA corrosion-resistant alloy
HB Brinell hardness
HIC hydrogen induced cracking
HRC Rockwell hardness C scale
MIC microbiologically influenced corrosion
SWC stepwise cracking
Page 42:
Replace Clause 6 with the following.
6 Materials selection and corrosion protection
6.1 General principles
The materials selection process shall take into account all statutory and regulatory requirements. The project
design criteria (e.g. design lifetime, inspection and maintenance philosophy, safety and environmental profiles,
operational reliability and specific project requirements), should be considered.
Robust materials selection should be made to ensure operation reliability throughout the design life as the
access for the purposes of maintenance and repair is limited and costly.
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
Materials selection should be based on an evaluation of corrosion and erosion as described within this clause.
All internal and external media should be considered for the entire design life. Degradation mechanisms not
specially covered in this part of ISO 13628 (e.g. fatigue, corrosion-fatigue, wear and galling), should be
considered for relevant components and conditions.
Mechanical properties and usage limitations for different material grades shall comply with applicable design
code requirements and guidelines given in 6.5. The material weldability should also be considered to avoid
fabrication defects.
Cost and material availability have a significant influence on materials selection, and evaluations should be
made to support the final selection.
[43]
NOTE If life-cycle cost evaluations are considered appropriate, then the methodology described in ISO 15663-2 can
be helpful.
The end user shall specify how to implement the requirements and guidelines of Clause 6, and specify the
design conditions. The scope of work in relevant contracts defines the responsible party for materials selection
for the facility and/or equipment. Alternatives to the requirements in Clause 6 may be utilized when agreed
between the user/purchaser and the supplier/manufacturer to suit specific field requirements. The intention is
to facilitate and complement the material selection process rather than to replace individual engineering
judgment and, where requirements are non-mandatory, to provide positive guidance for the selection of an
optimal solution.
Similarly, the normative references in this part of ISO 13628 may be replaced by other recognized equivalent
standards when agreed between the user/purchaser and the supplier/manufacturer.
Some common oilfield alloys are described in Table 1. This is, however, not meant to be an all-inclusive list
and other alloys may be used.
6.2 Corrosivity evaluation
6.2.1 Design premise
The corrosivity evaluation shall consider all media exposed to the system components including the stages of
transportation, storage, installation, testing and preservation. This typically includes
⎯ seawater,
⎯ produced fluids,
⎯ drilling and completion fluids,
⎯ hydraulic control fluid,
⎯ chemicals such as inhibitors, well stimulation fluids, etc.
It is recommended that a compatibility matrix be developed showing to which media all components are
exposed.
6.2.2 Internal corrosion
6.2.2.1 Hydrocarbon systems
A corrosion evaluation should be carried out to determine the general corrosivity of the internal fluids for the
materials under consideration.
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
The corrosion evaluation should be based on a corrosion prediction model, or on relevant test or field
corrosion data agreed with the end user. General and localized corrosion of carbon steel takes place over
time, and the anticipated corrosion rate should be calculated for the operating conditions.
For wet hydrocarbon systems made of carbon and low-alloy steel or CRA, the corrosion mechanisms
indicated in Table 1 should be evaluated. Details on mechanisms and parameters for consideration are given
[38]
in ISO 21457 .
Table 1 — Materials prone to corrosion mechanisms in hydrocarbon systems
Corrosion mechanism Carbon and low-alloy steel CRA
a
CO and H S corrosion Yes Yes
2 2
MIC Yes Yes
SSC/SCC caused by HS Yes Yes
2
HIC/SWC Yes No
a
The presence of H S in combination with CO can also lead to a localized attack of CRAs. The critical parameters are temperature,
2 2

chloride content, pH and partial pressure of H S. There are no generally accepted limits and the limits vary with type of CRA.
2

In cases where the potential exists for significant sand production, a sand-erosion evaluation should be
carried out. The evaluation should include sand-prediction studies in the reservoir to provide information
regarding reservoir sanding potential, as well as an evaluation of possible erosion damage. Erosion-prediction
models can be used to evaluate the likelihood of erosion damage; the model used should be specified by, or
agreed with, the end user. Even where the predicted erosion rate is low, the potential for synergistic erosion-
corrosion should be considered.
Chemicals for scale inhibition, scale removal and well stimulation may be corrosive and shall be considered in
the corrosion evaluation.
6.2.2.2 Injection systems
Injection systems involve injection of water or gas into the sub-surface for disposal or stimulation purposes.
Water-injection systems include injection of de-aerated seawater, untreated seawater, chlorinated seawater,
produced water, aquifer water and combinations and mixing of different waters.
NOTE Aquifer water comes from an underground layer of water-bearing, permeable rock from which ground water
can be extracted. This water can be used for injection into oil-bearing reservoirs.
The most relevant corrosion mechanisms for injection of gas, produced water and aquifer water are as for the
hydrocarbon carrying systems covered in 6.2.2.1 and the corrosion evaluation should be made accordingly.
[38]
Details on mechanisms and parameters to consider are given in ISO 21457 .
All components that can contact injection water should be resistant to well-treatment chemicals or well-
stimulation chemicals if back-flow situations can occur.
6.2.3 External corrosion
External corrosion evaluations shall consider all of the following:
⎯ atmospheric corrosion during transport;
⎯ storage and construction;
⎯ seawater corrosion during and after installation;
⎯ availability of cathodic protection.
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(E)
It has been shown that some materials, such as martensitic and duplex stainless steel and other high-strength
alloys, are susceptible to hydrogen stress cracking if they are subjected simultaneously to stresses and
cathodic protection. For guidelines in design and limitations in mechanical properties, see 6.5.
6.3 Corrosion control
6.3.1 Galvanic corrosion mitigation
Wherever dissimilar metals are coupled together, a corrosivity evaluation shall be made. Cathodic protection
prevents galvanic corrosion externally when the different materials ar
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 13628-1
Première édition
2005-11-15
AMENDEMENT 1
2010-08-15

Industries du pétrole et du gaz naturel —
Conception et exploitation des systèmes
de production immergés —
Partie 1:
Exigences générales et
recommandations
AMENDEMENT 1: Révision de l'Article 6
Petroleum and natural gas industries — Design and operation of
subsea production systems —
Part 1: General requirements and recommendations
AMENDMENT 1: Revised Clause 6




Numéro de référence
ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(F)
©
ISO 2010

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Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous
quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit
de l'ISO à l'adresse ci-après ou du comité membre de l'ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56  CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Version française parue en 2011
Publié en Suisse

ii © ISO 2010 – Tous droits réservés

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Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'Amendement 1 à l'ISO 13628-1:2005 a été élaboré par le comité technique ISO/TC 67, Matériel,
équipement et structures en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité
SC 4, Équipement de forage et de production. Les modifications concernent principalement l'Article 6 qui a
été amendé par une série de dispositions révisées, incluant les exigences générales relatives à la conception
des matériaux et des recommandations applicables à l'ensemble du système de production immergé.
© ISO 2010 – Tous droits réservés iii

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(F)
Introduction
Cet amendement s'appuie sur l'Article 6 de l'ISO 13628-1:2005 ainsi que sur la Publication 194:2004 de
l'EEMUA, plusieurs normes NORSOK et de nombreuses spécifications de matériaux établies par les
compagnies pétrolières et leurs fournisseurs.
Cet Article 6 révisé ne donne aucun détail sur les exigences et les recommandations relatives aux matériaux
(pour la fabrication et les essais, par exemple). Ces informations sont incluses dans les parties spécifiques à
des produits de cette partie de l'ISO 13628. Il n'est prévu aucune duplication de cette partie de l'ISO 13628
dans les autres parties de l'ISO 13628, tandis que les exigences relatives aux matériaux sont susceptibles de
se répéter entre les parties spécifiques à des produits. En cas de conflit entre cette partie de l'ISO 13628 et
des parties spécifiques à des produits, il est prévu que ces dernières prévalent.

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(F)

Industries du pétrole et du gaz naturel — Conception et
exploitation des systèmes de production immergés —
Partie 1:
Exigences générales et recommandations
AMENDEMENT 1: Révision de l'Article 6
Page iii, Sommaire
Remplacer la liste des paragraphes de l'Article 6 par ce qui suit.
6 Matériaux et protection contre la corrosion
6.1 Principes de base
6.2 Évaluation de la corrosivité
6.3 Contrôle de la corrosion
6.4 Sélection des matériaux
6.5 Propriétés mécaniques et limites d'utilisation des matériaux
Page 1, Article 2
Ajouter les références normatives suivantes.
ISO 8501-1, Préparation des subjectiles d'acier avant application de peintures et de produits assimilés —
Évaluation visuelle de la propreté d'un subjectile — Partie 1: Degrés de rouille et degrés de préparation
des subjectiles d'acier non recouverts et des subjectiles d'acier après décapage sur toute la surface des
revêtements précédents
ISO 8503 (toutes les parties), Préparation des subjectiles d'acier avant application de peintures et de
produits assimilés — Caractéristiques de rugosité des subjectiles d'acier décapés
ISO 9588, Revêtements métalliques et autres revêtements inorganiques — Traitements après
revêtement sur fer ou acier pour diminuer le risque de fragilisation par l'hydrogène
ISO 12944 (toutes les parties), Peintures et vernis — Anticorrosion des structures en acier par systèmes
de peinture
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(F)
1)
ISO 15156 (toutes les parties) , 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
2
ISO 23936-1, Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Matériaux non métalliques en
contact avec les fluides relatifs à la production de pétrole et de gaz — Partie 1: Matières
thermoplastiques
Page 2, 3.1:
Ajouter les termes et définitions suivants après 3.1.12.
3.1.13
acier au carbone
alliage de carbone et de fer contenant un pourcentage maximal de 2 % de fraction massique de carbone
et de 1,65 % de fraction massique de manganèse ainsi que des quantités résiduelles d'autres éléments,
à l'exception de ceux ajoutés délibérément en quantités spécifiques pour désoxydation (en général du
silicium et/ou de l'aluminium)
NOTE Les aciers au carbone utilisés dans l'industrie du pétrole contiennent en général moins de 0,8 % de fraction
massique de carbone.
[ISO 15156-1:2009, 3.3]
3.1.14
alliages résistant à la corrosion
ARC
alliage conçu pour résister à la corrosion générale et localisée dans les environnements pétroliers
corrosifs pour les aciers au carbone
NOTE Cette définition est conforme à l'ISO 15156-1 et a pour objectif d'inclure les matériaux tels que les aciers
inoxydables contenant au moins 11,5 % de fraction massique de Cr et des alliages à base de nickel, de cobalt et de
titane. D'autres documents ISO peuvent contenir d'autres définitions.
3.1.15
acier faiblement allié
aciers dont la teneur totale en éléments d'alliage est inférieure à 5 % de fraction massique, mais
supérieure à celle de l'acier au carbone
[12]
EXEMPLES L'AISI 4130, l'AISI 8630 et l'ASTM A182 nuance F22 font partie des aciers faiblement alliés.
3.1.16
indice de résistance aux piqûres
PRE
indice mis au point pour refléter et prévoir la résistance aux piqûres de l'acier inoxydable, d'après les
pourcentages de Cr, Mo, W et N dans la composition chimique de l'alliage
NOTE Cet indice est basé sur la résistance observée à la corrosion par piqûres des ARC en présence de chlorures
et d'oxygène (eau de mer, par exemple). Il n'indique pas directement la résistance aux environnements gaziers et
pétrolifères produits.
F  w  3,3w  0,5w   16w
PREW Cr Mo W N
où
w est la fraction massique du chrome contenu dans l'alliage, exprimée en pourcentage de la composition
Cr
totale;

[41]
1) L'ISO 15156 (toutes les parties) a été adoptée par le NACE sous la référence NACE MR0175/ISO 15156 .
2 © ISO 2010 – Tous droits réservés

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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(F)
w est la fraction massique du molybdène contenu dans l'alliage, exprimée en pourcentage de la composition
Mo
totale;
w est la fraction massique du tungstène contenu dans l'alliage, exprimée en pourcentage de la composition
W
totale;
w est la fraction massique de l'azote contenu dans l'alliage, exprimée en pourcentage de la composition
N
totale.
3.1.17
service en milieu acide
service dans un fluide (corrosif) contenant du H S
2
NOTE Dans cette partie de l'ISO 13628, le «service en milieu acide» désigne des conditions dans lesquelles la
teneur en H S est telle que les restrictions spécifiées par l'ISO 15156 (toutes les parties) s'appliquent.
2
3.1.18
service non corrosif
service dans un fluide (non corrosif) sans H S
2
3.1.19
type 316
alliages d'acier inoxydable austénitique de type UNS S31600/S31603
3.1.20
type 6Mo
alliages d'acier inoxydable austénitique avec une valeur PRE  40, alliage de Mo  6,0 % de fraction
massique et alliages de nickel dont le contenu en Mo se situe entre 6 % et 8 % de fraction massique
EXEMPLES Alliages UNS S31254, N08367 et N08926.
3.1.21
type 22Cr duplex
alliages d'acier inoxydable ferritique/austénitique avec une valeur PRE comprise entre 30 et 40 et du
Mo  2,0 % de fraction massique
EXEMPLES Aciers UNS S31803 et S32205.
3.1.22
type 25Cr duplex
alliages d'acier inoxydable ferritique/austénitique avec une valeur PRE comprise entre 40 et 45
EXEMPLES Aciers UNS S32750 et S32760.
Page 4, 3.2
Ajouter les abréviations suivantes.
ARC alliage résistant à la corrosion
HB Dureté Brinell
HIC Fissuration sous hydrogène
HRC Dureté Rockwell C
MIC Corrosion d'origine microbiologique
SWC Fissuration en gradin
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(F)
Page 48
Remplacer l'Article 6 par ce qui suit.
6 Sélection des matériaux et protection contre la corrosion
6.1 Principes de base
Le processus de sélection des matériaux doit tenir compte de toutes les exigences statutaires et
réglementaires. Il convient de tenir compte des critères de conception du projet (par ex. la durée de vie de
conception, la philosophie d'inspection et de maintenance, les profils de sécurité et environnementaux, la
fiabilité opérationnelle et les exigences spécifiques du projet).
Il convient d'effectuer une sélection stricte des matériaux afin de garantir la fiabilité opérationnelle tout au long
de la durée de vie de conception car l'accès à des fins de maintenance et de réparations est limité et onéreux.
Il est recommandé de baser la sélection des matériaux sur une évaluation de la corrosion et de l'érosion tel
que décrit dans cet article. Il convient de tenir compte de tous les milieux internes et externes pour l'ensemble
de la durée de vie de conception. Il convient de tenir compte des mécanismes de détérioration qui ne sont pas
particulièrement abordés dans cette partie de l'ISO 13628 (par ex. la fatigue, la fatigue-corrosion, l'usure et le
grippage) pour les composants et les conditions pertinents.
Les propriétés mécaniques et les limites d'utilisation pour les différentes nuances de matériaux doivent être
conformes aux exigences en vigueur du code de conception et aux lignes directrices indiquées en 6.5. Il
convient également de tenir compte de la soudabilité des matériaux afin d'éviter des défauts de fabrication.
Les coûts et la disponibilité des matériaux ont une influence significative sur la sélection des matériaux et il
est recommandé d'effectuer des évaluations pour étayer la sélection finale.
NOTE S'il est jugé approprié de procéder à une évaluation des coûts du cycle de vie, la méthodologie décrite dans
[43]
l'ISO 15663-2 peut être utile.
L'utilisateur final doit spécifier comment mettre en œuvre les exigences et lignes directrices de l'Article 6 et
spécifier les conditions de conception. La portée des travaux dans les contrats pertinents définit la partie
responsable de la sélection des matériaux pour l'installation et/ou l'équipement. Des alternatives aux
exigences de l'Article 6 peuvent être utilisées après accord entre l'utilisateur/l'acheteur et le
fournisseur/fabricant pour s'adapter aux exigences spécifiques du terrain. L'objectif consiste à faciliter et à
compléter le processus de sélection des matériaux plutôt que de remplacer un jugement technique individuel
et d'exposer, lorsque les exigences ne sont pas obligatoires, des lignes directrices permettant de choisir une
solution optimale.
De la même façon, les références normatives de cette partie de l'ISO 13628 peuvent être remplacées par
d'autres normes équivalentes reconnues, après concertation entre l'utilisateur/l'acheteur et le fournisseur/le
fabricant.
Certains alliages courants de champs pétrolifères sont décrits dans le Tableau 1. Cependant, il ne s'agit pas
d'une liste exhaustive et d'autres alliages peuvent être utilisés.
6.2 Évaluation de la corrosivité
6.2.1 Règles de conception
L'évaluation de la corrosivité doit tenir compte de tous les milieux auxquels sont exposés les composants du
système, y compris lors des étapes de transport, de stockage, d'installation, de mise à l'essai et de
préservation. Sont généralement inclus:
 l'eau de mer,
 les fluides produits,
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(F)
 les fluides de forage et de complétion,
 le fluide de commande hydraulique,
 les produits chimiques (inhibiteurs, fluides de stimulation de puits, etc.).
Il est recommandé d'établir une matrice de compatibilité indiquant les milieux auxquels sont exposés tous les
composants.
6.2.2 Corrosion interne
6.2.2.1 Systèmes d'hydrocarbures
Il convient de réaliser une évaluation de la corrosion pour déterminer la corrosivité générale des fluides
internes des matériaux pris en considération.
Il est recommandé de baser l'évaluation de la corrosion sur un modèle de prédiction de la corrosion ou sur
des données de corrosion de terrain ou d'essai convenues avec l'utilisateur final. La corrosion générale et
localisée de l'acier au carbone a lieu au fil du temps. Il convient de calculer la vitesse de corrosion prévue
dans les conditions de fonctionnement.
Pour les systèmes d'hydrocarbures humides composés de carbone et d'acier faiblement allié ou d'ARC, il
convient d'évaluer les mécanismes de corrosion indiqués dans le Tableau 1. Des détails sur les mécanismes
[38]
et paramètres à prendre en compte sont donnés dans l'ISO 21457 .
Tableau 1 – Matériaux sensibles aux mécanismes de corrosion dans des systèmes d'hydrocarbures
Mécanisme de corrosion Acier au carbone et acier ARC
faiblement allié
a
Corrosion par CO et HS Oui Oui
2 2
MIC Oui Oui
SSC/SCC provoquée par le HS Oui Oui
2
HIC/SWC Oui Non

a
La présence de H S ainsi que de CO peut également engendrer une attaque localisée des ARC. Les paramètres critiques sont la
2 2
température, la teneur en chlorures, le pH et la pression partielle du H S. Il n'existe aucune limite généralement acceptée et les limites
2

varient en fonction du type d'ARC.

S'il existe un risque de production de sable significatif, il convient de réaliser une évaluation de l'érosion du
sable. Il convient que l'évaluation comprenne des études de prédiction sur le sable du réservoir afin d'obtenir
des informations sur le potentiel de sablage du réservoir ainsi qu'une évaluation des dommages possibles de
l'érosion. Des modèles de prédiction de l'érosion peuvent être utilisés pour évaluer la probabilité des
dommages de l'érosion. Il convient que le modèle utilisé soit spécifié par l'utilisateur final ou convenu avec lui.
Même lorsque la vitesse d'érosion prévue est faible, il est recommandé de prendre en compte le risque
d'érosion-corrosion synergique.
Les produits chimiques utilisés pour l'inhibition de la calamine, le décalaminage et la stimulation de puits
peuvent être corrosifs et doivent être pris en compte lors de l'évaluation de la corrosion.
6.2.2.2 Injecteurs
Les injecteurs impliquent l'injection d'eau ou de gaz sous la surface à des fins d'évacuation ou de stimulation.
L'injection d'eau couvre les systèmes qui permettent d'injecter de l'eau de mer désaérée ou non traitée, de
l'eau de mer chlorée, de l'eau produite, de l'eau aquifère et des combinaisons et mélanges de différentes
eaux.
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ISO 13628-1:2005/Amd.1:2010(F)
NOTE L'eau aquifère provient d'une couche souterraine de roches perméables aquifères de laquelle de l'eau
souterraine peut être extraite. Cette eau peut être utilisée pour l'injection dans des réservoirs contenant de l'huile.
Les mécanismes de corrosion les plus pertinents pour l'injection de gaz, d'eau produite et d'eau aquifère sont
identiques à ceux des systèmes porteurs d'hydrocarbures abordés en 6.2.2.1 et il convient de réaliser
l'évaluation de la corrosion en conséquence. Des détails sur les mécanismes et paramètres à prendre en
[38]
compte sont donnés dans l'ISO 21457 .
Pour tous les composants susceptibles d'entrer en contact avec de l'eau d'injection, il est recommandé de
choisir des matériaux résistant aux produits chimiques utilisés pour le traitement ou pour la stimulation des
puits afin de parer à d'éventuelles situations de reflux.
6.2.3 Corrosion externe
Les évaluations de la corrosion externe doivent prendre en compte tous les facteurs suivants:
 la corrosion atmosphérique pendant le transport;
 le stockage et la construction;
 la corrosion due à l'eau de mer pendant et après installation;
 la disponibilité de la protection cathodique.
Il a été démontré que certains matériaux, tels que l'acier inoxydable duplex et martensitique et d'autres
alliages haute résistance étaient sensibles aux fissurations sous contrainte en présence d'hydrogène s'ils
étaient soumis simultanément à des contraintes et à une protection cathodique. Pour connaître les lignes
directrices relatives à la conception et aux limites des propriétés mécaniques, voir 6.5.
6.3 Contrôle de la corrosion
6.3.1 Atténuation de la corrosion galvanique
Lorsque différents métaux sont assemblés, une évaluation de la corrosivité doit être effectuée. La protection
cathodique empêche une corrosion galvanique externe lorsque les différents matériaux sont mutuellement en
contact électrique.
Lorsque l'évaluation de la corrosivité indique que la corrosion galvanique peut être un problème pour des
métaux différents dans un environnement contenant des hydrocarbures, il est recommandé d'envisager
d'appliquer des mesures de limitation. Des exemples de techniques de limitation sont indiqués dans
[38]
l'ISO 21457 .
NOTE Le paragraphe 3.5.8 de la Publication n°194:2004 de l'EEMUA fournit des recommandations supplémentaires
[40]
pour empêcher la corrosion préférentielle au niveau des soudures .
6.3.2 Recouvrement des soudures
Il convient que les matériaux utilisés pour le recouvrement des soudures sur les aciers au carbone soient
appliqués dans les cas spécifiés dans le Tableau 3. Dans les systèmes d'hydrocarbures corrosifs, un
recouvrement ayant une épaisseur finie minimale de 3,0 mm peut remplacer les matériaux anticorrosion
homogènes.
Si le métal de recouvrement est un alliage 625, il conv
...