ISO 21457:2010

Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials selection and corrosion control for oil and gas production systems

ISO 21457:2010 identifies the corrosion mechanisms and parameters for evaluation when performing selection of materials for pipelines, piping and equipment related to transport and processing of hydrocarbon production, including utility and injection systems. This includes all equipment from and including the well head, to and including pipelines for stabilized products. ISO 21457:2010 is not applicable to downhole components. Guidance is given for the following: corrosion evaluations; materials selection for specific applications, or systems, or both; performance limitations for specific materials; corrosion control. ISO 21457:2010 refers to materials that are generally available, with properties that are known and documented. It also allows other materials to be evaluated and qualified for use. ISO 21457:2010 does not provide detailed material requirements or guidelines for manufacturing and testing of equipment. Such information can be found in particular product and manufacturing standards.

Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Choix des matériaux et contrôle de la corrosion pour les systèmes de production de pétrole et de gaz

L'ISO 21457:2010 identifie les mécanismes et paramètres de corrosion à prendre en compte pour l'évaluation au moment de la sélection des matériaux pour les conduites, tuyauteries et équipements relatifs au transport et au traitement de la production d'hydrocarbures, y compris les systèmes auxiliaires et les systèmes d'injection. Sont également compris tous les équipements allant de la tête du puits, incluse, aux conduites, inclus, pour les produits stabilisés. L'ISO 21457:2010 ne s'applique pas aux composants de fond. Des lignes directrices sont fournies pour l'évaluation de la corrosion, la sélection des matériaux pour des applications et/ou des systèmes spécifiques, les limitations de performance pour des matériaux spécifiques, le contrôle de la corrosion. L'ISO 21457:2010 se réfère à des matériaux habituellement présents sur le marché, dotés de propriétés connues et documentées. Elle autorise également l'évaluation d'autres matériaux pour les qualifier à des fins d'utilisation. L'ISO 21457:2010 ne fournit ni exigence ni ligne directrice détaillée relative à des matériaux utilisés dans la fabrication et les essais des équipements. Ce type d'information peut être trouvé dans les normes relatives à un produit en particulier ainsi que dans les normes de fabrication.

General Information

• Status: Published
• Publication Date: 02-Sep-2010
• ICS: 75.180.01 - Equipment for petroleum and natural gas industries in general
• Technical Committee: ISO/TC 67 - Materials, equipment and offshore structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries
• Drafting Committee: ISO/TC 67/WG 8 - Materials, corrosion control, welding and jointing, and non-destructive examination (NDE)
• Current Stage: 9060 - Close of review
• Start Date: 02-Dec-2028

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 21457
First edition
2010-09-01

Petroleum, petrochemical and natural gas
industries — Materials selection and
corrosion control for oil and gas
production systems
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Choix des
matériaux et contrôle de la corrosion pour les systèmes de production
de pétrole et de gaz




Reference number
ISO 21457:2010(E)
©
ISO 2010

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ISO 21457:2010(E)
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Web www.iso.org
Published in Switzerland

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ISO 21457:2010(E)
Contents Page
Foreword .iv
Introduction.v
1 Scope.1
2 Normative references.1
3 Terms, definitions and abbreviated terms.2
3.1 Terms and definitions .2
3.2 Abbreviated terms .5
4 Design information for materials selection .6
5 Materials selection report.7
6 General guidelines for corrosion evaluations and materials selection.7
6.1 General .7
6.2 Internal corrosion in oil and gas production and processing .8
6.3 Internal corrosion in injection systems .12
6.4 Internal corrosion in utility systems.12
6.5 Sand erosion.13
6.6 External corrosion.13
6.7 Polymeric materials.15
6.8 Glass-fibre-reinforced plastic .15
6.9 Mechanical properties and material usage limitations.15
7 Materials selection for specific applications and systems.16
7.1 General .16
7.2 Oil and gas production and processing systems .17
7.3 Injection systems .19
7.4 Utility systems .20
7.5 Pipelines and flowlines.24
8 Corrosion control .25
8.1 Chemical treatment .25
8.2 Internal corrosion allowance.26
8.3 Selection of internal and external coatings.27
8.4 External splash zone protection .27
8.5 Cathodic protection.27
8.6 Corrosion protection of closed compartments.28
8.7 Connection of dissimilar materials.28
8.8 Sealing materials .29
8.9 Fasteners.29
8.10 Weld overlay .30
8.11 Preferential weld corrosion .30
8.12 Corrosion management .30
Annex A (informative) Design basis for hydrocarbon systems .31
Annex B (informative) Corrosion monitoring.33
Annex C (informative) Chemical composition of some typical oilfield alloys .34
Bibliography.38

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ISO 21457:2010(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.
ISO 21457 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries.
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ISO 21457:2010(E)
Introduction
The provision of well-established and robust material selection guidelines offers a means of satisfying
long-term materials performance that meet the minimum requirements for a broad range of end users in the
petroleum, petrochemical and natural gas industries. An additional benefit can be to enable product suppliers
to develop, manufacture and provide off-the-shelf equipment that meets these requirements.
Oil and gas production projects benefit from a structured evaluation of materials used for the different fluids
being handled. Therefore, the main objective of this International Standard is to provide general requirements
with guidelines for the selection of materials for systems and components, with due consideration to the
transported fluids and the external environment.
It is the end user's responsibility to provide a project document with respect to implementation of the
requirements and guidelines of this International Standard, and to specify the design conditions for material
selection. In addition to the end user, the organization responsible for the facility or for the equipment design,
or for both, is regarded as responsible for materials selection.
This International Standard is developed to provide responsible parties with a structured process to carry out
materials selection in a consistent manner as a part of the engineering work, based upon a design basis for a
particular installation. This International Standard is intended for use by oil companies and engineering
contractors.
Users of this International Standard are advised that further or differing requirements might be needed for
individual applications. This International Standard is not intended to inhibit a vendor from offering, or the
purchaser from accepting, alternative equipment or engineering solutions for the individual application. This
can be particularly applicable where there is innovative or developing technology. Where an alternative is
offered, it is advisable that the vendor identify any variations from this International Standard and provide
details.

© ISO 2010 – All rights reserved v

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INTERNATIONAL STANDARD ISO 21457:2010(E)

Petroleum, petrochemical and natural gas industries —
Materials selection and corrosion control for oil and gas
production systems
1 Scope
This International Standard identifies the corrosion mechanisms and parameters for evaluation when
performing selection of materials for pipelines, piping and equipment related to transport and processing of
hydrocarbon production, including utility and injection systems. This includes all equipment from and including
the well head, to and including pipelines for stabilized products. This International Standard is not applicable
to downhole components.
Guidance is given for the following:
⎯ corrosion evaluations;
⎯ materials selection for specific applications, or systems, or both;
⎯ performance limitations for specific materials;
⎯ corrosion control.
This International Standard refers to materials that are generally available, with properties that are known and
documented. It also allows other materials to be evaluated and qualified for use.
This International Standard does not provide detailed material requirements or guidelines for manufacturing
and testing of equipment. Such information can be found in particular product and manufacturing standards.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
1)
ISO 15156-1 , Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing environments in
2
oil and gas production — Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials
1)
ISO 15156-2 , Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing environments in
2
oil and gas production — Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons
1)
ISO 15156-3 , Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing environments in
2
oil and gas production — Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys

1) ISO 15156 (all parts) has been adopted by NACE as NACE MR0175/ISO 15156.
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ISO 21457:2010(E)
3 Terms, definitions and abbreviated terms
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1.1
aquifer water
water from an underground layer of water-bearing permeable rock or unconsolidated materials
3.1.2
carbon steel
alloy of carbon and iron containing up to 2 % mass fraction carbon and up to 1,65 % mass fraction
manganese and residual quantities of other elements, except those intentionally added in specific quantities
for deoxidation (usually silicon and/or aluminium)
NOTE Carbon steels used in the petroleum industry usually contain less than 0,8 % mass fraction carbon.
[ISO 15156-1:2009, definition 3.3]
3.1.3
corrosion-resistant alloy
alloy intended to be resistant to general and localized corrosion by oilfield environments that are corrosive to
carbon steels
NOTE This definition is in accordance with ISO 15156-1 and is intended to include materials such as stainless steel
with minimum 11,5 % (mass fraction) Cr, and nickel, cobalt and titanium base alloys. Other ISO standards can have other
definitions.
3.1.4
end user
owner or organization that is responsible for operation of an installation/facility
3.1.5
free-machining steel
steel composition to which elements such as sulfur, selenium or lead have been intentionally added to
improve machinability
3.1.6
fugacity
non-ideal partial pressure that a component in a mixture exerts in the vapour phase when in equilibrium with
the liquid mixture
NOTE The fugacity factor depends on the temperature and the total pressure.
3.1.7
glass-fibre-reinforced plastic
composite material made of thermosetting resin and reinforced with glass fibres
3.1.8
hydrogen-induced cracking
HIC
planar cracking that occurs in carbon and low alloy steels when atomic hydrogen diffuses into the steel and
then combines to form molecular hydrogen at trap sites
2 © ISO 2010 – All rights reserved

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ISO 21457:2010(E)
NOTE Cracking results from the pressurization of trap sites by hydrogen. No externally applied stress is needed for
the formation of hydrogen-induced cracks. Trap sites capable of causing HIC are commonly found in steels with high
impurity levels that have a high density of planar inclusions and/or regions of anomalous microstructure (e.g. banding)
produced by segregation of impurity and alloying elements in the steel. This form of hydrogen-induced cracking is not
related to welding.
[ISO 15156-1:2009, definition 3.12]
3.1.9
hydrogen stress cracking
HSC
cracking that results from the presence of hydrogen in a metal and tensile stress (residual and/or applied)
NOTE HSC describes cracking in metals that are not sensitive to SSC but which can be embrittled by hydrogen when
galvanically coupled, as the cathode, to another metal that is corroding actively as an anode. The term “galvanically
induced HSC” has been used for this mechanism of cracking.
[ISO 15156-1:2009, definition 3.13]
3.1.10
liquid metal embrittlement
form of cracking caused by certain liquid metals coming into contact with specific alloys
3.1.11
low alloy steel
steels containing a total alloying element content of less than 5 % mass fraction, but more than that specified
for carbon steel
[20]
EXAMPLE AISI 4130; AISI 8630; ASTM A182 Grade F22 .
3.1.12
manufacturer
firm, company or corporation responsible for making a product in accordance with the requirements of the
order, or with the properties specified in the referenced product specification, or both
3.1.13
marine atmosphere
atmosphere over and near the sea
NOTE A marine atmosphere will extend a certain distance inland, depending on topography and prevailing wind
direction. It is heavily polluted with sea-salt aerosols (mainly chlorides).
[ISO 12944-2:1998, definition 3.7.4]
3.1.14
maximum operating temperature
maximum temperature to which a component is subjected, including during deviations from normal operations,
such as start-up/shutdown
3.1.15
onshore
inland area with a non-chloride-containing atmosphere
3.1.16
operating temperature
temperature to which a component is subjected during normal operation
© ISO 2010 – All rights reserved 3

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ISO 21457:2010(E)
3.1.17
pH stabilization
increasing the bulk pH by addition of a suitable chemical to reduce CO corrosion in hydrocarbon systems
2
with condensing water
3.1.18
pitting resistance equivalent number
PREN
F
PREN
number, developed to reflect and predict the pitting resistance of a stainless steel, based upon the proportions
of Cr, Mo, W and N in the chemical composition of the alloy
NOTE 1 For the purposes of this International Standard, F is calculated from Equation (1):
PREN
F = w + 3,3(w + 0,5w ) + 16w (1)
PREN Cr Mo W N
where
w is the percent (mass fraction) of chromium in the alloy;
Cr
w is the percent (mass fraction) of molybdenum in the alloy;
Mo
w is the percent (mass fraction) of tungsten in the alloy;
W
w is the percent (mass fraction) of nitrogen in the alloy.
N
NOTE 2 Adapted from ISO 15156-3:2009, definition 3.10, and ISO 15156-3:2009, 6.3.
3.1.19
type 13Cr
martensitic stainless steel alloys with nominal 13 % Cr mass fraction alloying
EXAMPLE UNS S41000; UNS S41500.
3.1.20
type 316
austenitic stainless steel alloys of type UNS S31600/S31603
3.1.21
type 6Mo
austenitic stainless steel alloys with PREN W 40 and a nominal Mo alloying content of 6 % mass fraction, and
nickel alloys with Mo content in the range 6 % to 8 % mass fraction
EXAMPLE UNS S31254; UNS N08367; UNS N08926.
3.1.22
type 22Cr duplex
ferritic/austenitic stainless steel alloys with 30 u PREN u 40 and Mo u 2,0 % mass fraction
EXAMPLE UNS S31803; UNS S32205.
3.1.23
type 25Cr duplex
ferritic/austenitic stainless steel alloys with 40 u PREN u 45
EXAMPLE UNS S32750; UNS S32760.
4 © ISO 2010 – All rights reserved

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ISO 21457:2010(E)
3.1.24
stress corrosion cracking
SCC
cracking of metal involving anodic processes of localized corrosion and tensile stress (residual and/or applied)
NOTE 1 Parameters that influence the susceptibility to SCC are temperature, pH, chlorides, dissolved oxygen, H S
2
and CO .
2
NOTE 2 The above definition differs from that of the same term given in ISO 15156-1:2009, definition 3.21, since it
includes external environments.
3.1.25
sulfide stress cracking
SSC
cracking of metal involving corrosion and tensile stress (residual and/or applied) in the presence of water and
H S
2
NOTE SSC is a form of hydrogen stress cracking (HSC) and involves embrittlement of the metal by atomic hydrogen
that is produced by acid corrosion on the metal surface. Hydrogen uptake is promoted in the presence of sulfides. The
atomic hydrogen can diffuse into the metal, reduce ductility and increase susceptibility to cracking. High strength metallic
materials and hard weld zones are prone to SSC.
[ISO 15156-1:2009, definition 3.23]
3.2 Abbreviated terms
AFFF aqueous film-forming foams
API American Petroleum Institute
ASCC alkaline stress corrosion cracking
ASME American Society of Mechanical Engineers
CP cathodic protection
CRA corrosion-resistant alloy
CUI corrosion under insulation
GRP glass-fibre-reinforced plastic
HAZ heat-affected zone
HB Brinell hardness
HDG hot-dip galvanized
HIC hydrogen-induced cracking
HRC Rockwell hardness C scale
HSC hydrogen stress cracking
HVAC heating-ventilation-air conditioning
MEG monoethylene glycol
MIC microbiologically induced corrosion
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ISO 21457:2010(E)
PE polyethylene
PP polypropylene
PREN pitting resistance equivalent number
PTFE polytetrafluoroethylene
PVC polyvinyl chloride
SCC stress corrosion cracking
SMYS specified minimum yield strength
SS stainless steel
SSC sulfide stress cracking
SWC step-wise cracking
TEG triethylene glycol
UNS unified numbering system (for alloys)
4 Design information for materials selection
This International Standard provides guidelines for material selection for oil and gas production facilities. To
enable the contractor to perform the material selections for the facility, the end user should as a minimum
provide the information specified in Table 1 at the time of enquiry and contract.
Table 1 — Design information for materials selection
Information to be provided Subclause
Project design basis, ref. Annex A 6.1
Corrosion-prediction model 6.2.1 and 6.2.2.2
Future changes in reservoir H S- content 6.2.2.4
2
Methodology or model for pH calculation of produced water 6.2.3.2
Formation water analysis 6.2.3.2
Content of mercury in production fluids or gas 6.2.3.8
The oxygen content in de-aerated seawater for injection 6.3
Erosion-prediction model 6.5
Temperature limitations for use of stainless steels in marine atmosphere 6.6.2, Table 3
[21]
Compliance with DNV-RP-F112 for duplex stainless steel exposed to cathodic protection 6.6.4
Limitations in mechanical properties and use of materials 6.9
Temperature limitations for non-metallic materials 7.4.2, Table 9
Environmental requirements regarding use of corrosion inhibitors 8.1
Model for inhibitor evacuation, corrosion inhibition test methods and acceptance criteria 8.1
Use of external coatings to increase maximum temperature for stainless steel (SS) 8.3
Applicable standard for cathodic protection (CP) design to be defined 8.5.1
Strength and hardness limitation of fasteners in marine atmosphere 8.9

6 © ISO 2010 – All rights reserved

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ISO 21457:2010(E)
5 Materials selection report
Corrosion evaluations and materials selection should be documented in a report for further use by the project
and operations.
The following elements should be included:
⎯ short description of the project and expected facilities, e.g. field layout, remoteness of location, manned
versus unmanned facilities, etc.;
⎯ materials-related design input data for the operating conditions during the design life of the facility, e.g.
temperatures, pressures, fluid composition, sand production, etc. (see Annex A);
⎯ corrosion evaluations and materials selection;
⎯ requirements for corrosion inhibitor efficiency and availability;
⎯ requirements for corrosion control, e.g. CP and coatings;
⎯ requirements for corrosion monitoring;
⎯ identification of uncertainties from a materials perspective, new application for materials, use of new
grades;
⎯ need for material qualification testing.
6 General guidelines for corrosion evaluations and materials selection
6.1 General
The materials selection process shall take into account all statutory and regulatory requirements. The project
design criteria, such as design lifetime, inspection and maintenance philosophy, safety and environmental
profiles, operational reliability and specific project requirements, should be considered.
In general, robust materials selection should be made to ensure operational reliability throughout the design
life. For offshore installations and particularly subsea, access for the purposes of maintenance and repair can
be limited and costly, and should be carefully considered in the design.
Materials selection should normally be based on an evaluation of corrosion and erosion as described in the
following subclauses. All internal and external media should be considered for the entire design life. This
should also include the stages of transportation, storage, installation, testing and preservation. Degradation
mechanisms not specifically covered in this International Standard, such as fatigue, corrosion-fatigue, wear
and galling, should be considered for relevant components and design conditions.
Mechanical properties and usage limitations for different material grades should comply with applicable design
code requirements and guidelines given in 6.9. The material weldability should also be considered to ensure
an effective fabrication.
Cost and material availability have a significant influence on materials selection, and evaluations should be
made to support the final selection.
NOTE If life-cycle cost evaluations are considered appropriate, then ISO 15663-2 describes one methodology.
© ISO 2010 – All rights reserved 7

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ISO 21457:2010(E)
6.2 Internal corrosion in oil and gas production and processing
6.2.1 Corrosion evaluation
A corrosion evaluation should be carried out to determine the general corrosivity of the internal fluids for the
materials under consideration. The corrosion mechanisms and the specified process design parameters
included in 6.2.2 and 6.2.3 should be considered.
The corrosion evaluation should be based on a corrosion prediction model, or on relevant test or field
corrosion data agreed with the end user. General and localized corrosion of carbon steel takes place over
time, and the anticipated corrosion rate should be calculated for the operating conditions.
6.2.2 Corrosion mechanisms
6.2.2.1 General
For wet hydrocarbon systems made of carbon steel or corrosion-resistant alloy (CRA) the corrosion
mechanisms indicated in Table 2 should be evaluated.
Table 2 — Materials prone to internal corrosion mechanisms in hydrocarbon systems
Corrosion mechanism Carbon and low alloy steel CRA
a
CO and H S corrosion Yes Yes
2 2
MIC Yes Yes
SSC/SCC caused by H S Yes Yes
2
HIC/SWC Yes No
ASCC Yes No
SCC without H S No Yes
2
a
The presence of H S in combination with CO can also lead to localized attacks of CRAs. The critical parameters are temperature,
2 2
chloride content, pH and partial pressure of H S. There are no generally accepted limits and the limits vary with type of CRA.
2

6.2.2.2 CO and H S corrosion
2 2
CO corrosion is one of the most common corrosion mechanisms that occur on carbon steels in oil and gas
2
production and processing systems. The most important parameters for CO corrosion are temperature,
2
partial pressure of CO , pH, content of organic acids and flow conditions. Several models for the prediction of
2
CO corrosion on carbon steel are available, and the model used should be agreed with the end user.
2
The presence of H S in combination with CO influences the corrosion of carbon steel. The type of corrosion
2 2
is dependent on the proportions of these constituents in the production fluids. For carbon steel, general
mass-loss corrosion caused by H S-dominated corrosion conditions is rarely a problem, since the iron sulfide
2
scale is generally protective. However, if the scale is damaged, then localized pitting corrosion can occur.
Deposition of elemental sulfur or solids due to stagnant flow conditions may promote such localized corrosion.
No generally accepted corrosion models exist to predict this form of localized attack, and the evaluation
should therefore be based on operational experience.
Top-of-line corrosion can take place due to condensation of water in the top of the pipe in a stratified flow
regime. Important parameters for such top-of-line corrosion are flow regime, operating temperature,
condensation rate, CO fugacity and content of organic acids. Top-of-line corrosion should be evaluated using
2
models specifically made for
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 21457
Première édition
2010-09-01


Industries du pétrole, de la pétrochimie et
du gaz naturel — Choix des matériaux et
contrôle de la corrosion pour les
systèmes de production de pétrole et de
gaz
Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials
selection and corrosion control for oil and gas production systems




Numéro de référence
ISO 21457:2010(F)
©
ISO 2010

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ISO 21457:2010(F)

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Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
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Web www.iso.org
Version française parue en 2012
Publié en Suisse

ii © ISO 2010 – Tous droits réservés

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ISO 21457:2010(F)
Sommaire Page
Avant-propos . iv
Introduction . v
1  Domaine d'application . 1
2  Références normatives . 1
3  Termes, définitions et abréviations . 2
3.2  Abréviations . 5
4  Informations relatives à la conception pour la sélection des matériaux . 6
5  Rapport sur la sélection des matériaux . 7
6  Recommandations générales pour l’évaluation de la corrosion et la sélection des
matériaux . 8
6.1  Généralités . 8
6.2  Corrosion interne dans les systèmes de production et de traitement du pétrole et du gaz . 8
6.3  Corrosion interne dans les systèmes d'injection . 13
6.4  Corrosion interne dans les systèmes auxiliaires . 13
6.5  Érosion par le sable . 14
6.6  Corrosion externe . 14
6.7  Matériaux polymères . 16
6.8  Plastique renforcé de fibres de verre . 17
6.9  Propriétés mécaniques et limites d'utilisation des matériaux . 17
7  Sélection des matériaux pour des applications et des systèmes spécifiques . 18
7.1  Généralités . 18
7.2  Systèmes de production et de traitement de pétrole et de gaz . 18
7.3  Systèmes d'injection . 21
7.4  Systèmes auxiliaires . 23
7.5  Canalisations et conduites d'écoulement . 28
8  Protection contre la corrosion . 28
8.1  Traitement chimique . 28
8.2  Surépaisseur de corrosion intérieure . 30
8.3  Sélection des revêtements intérieur et extérieur . 30
8.4  Protection externe dans les zones d'action des vagues . 31
8.5  Protection cathodique . 31
8.6  Protection contre la corrosion des compartiments fermés . 31
8.7  Raccordement de matériaux dissemblables . 32
8.8  Matériaux d'étanchéité . 33
8.9  Éléments de fixation . 33
8.10  Rechargement par soudage . 34
8.11  Corrosion préférentielle au joint de soudure . 34
8.12  Maîtrise de la corrosion . 35
Annexe A (informative) Base de conception des systèmes d'hydrocarbures . 36
Annexe B (informative) Surveillance de la corrosion . 38
Annexe C (informative) Composition chimique de certains alliages typiquement utilisés dans les
champs pétrolifères . 40
Bibliographie . 44

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ISO 21457:2010(F)
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 21457 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel.
iv © ISO 2010 – Tous droits réservés

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ISO 21457:2010(F)
Introduction
La mise en place de lignes directrices bien établies et solides pour la sélection des matériaux fournit un
moyen d’obtenir des performances à long terme des matériaux qui satisfont aux exigences minimales pour
une grande diversité d’utilisateurs finaux dans les industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel.
Un autre avantage réside dans le fait qu’ainsi, les fournisseurs de produit développent, fabriquent et
fournissent des équipements standardisés répondant à ces exigences.
Les projets de production de gaz et de pétrole sont facilités dès que les matériaux utilisés pour les divers
fluides ont fait l’objet d’une évaluation structurée. Pour toutes ces raisons, le principal objectif de la présente
Norme internationale est de fournir des exigences générales avec des lignes directrices relatives à la
sélection de matériaux pour les systèmes et les composants, en tenant compte des fluides transportés et de
l’environnement extérieur.
Il appartient à l’utilisateur final de fournir, pour son projet, un document afférent à la mise en œuvre des
exigences et des lignes directrices de la présente Norme internationale et de spécifier les conditions de
conception en vue de la sélection des matériaux. Outre l'utilisateur final, l'organisation responsable de
l'installation et/ou de la conception des équipements est considérée comme responsable de la sélection des
matériaux.
La présente Norme internationale a été élaborée pour fournir aux parties responsables un processus structuré
pour réaliser la sélection des matériaux de manière cohérente et intégrée aux travaux d’ingénierie, qui fondent
la conception d’une installation spécifique. Les principaux utilisateurs de la présente Norme internationale
sont les compagnies pétrolières et les entreprises de génie civil.
Les utilisateurs de la présente Norme internationale sont informés que des exigences supplémentaires ou
différentes peuvent s’avérer nécessaires pour des applications particulières. La présente Norme internationale
n’a pas pour intention d’empêcher un vendeur d’offrir, ou un acheteur d'accepter, des équipements ou des
solutions techniques de remplacement pour une application particulière. Ceci peut notamment s'appliquer
lorsqu'on se trouve en présence d'une technologie innovante ou en cours de développement. Lorsqu’une
autre solution est offerte, il est recommandé que le vendeur identifie toutes les différences avec la présente
Norme internationale et fournisse des détails.

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NORME INTERNATIONALE ISO 21457:2010(F)

Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel —
Choix des matériaux et contrôle de la corrosion pour les
systèmes de production de pétrole et de gaz
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale identifie les mécanismes et paramètres de corrosion à prendre en compte
pour l’évaluation au moment de la sélection des matériaux pour les conduites, tuyauteries et équipements
relatifs au transport et au traitement de la production d’hydrocarbures, y compris les systèmes auxiliaires et
les systèmes d’injection. Sont également compris tous les équipements allant de la tête du puits, incluse, aux
conduites, inclus, pour les produits stabilisés. La présente Norme internationale ne s'applique pas aux
composants de fond.
Des lignes directrices sont fournies pour
 l'évaluation de la corrosion,
 la sélection des matériaux pour des applications et/ou des systèmes spécifiques,
 les limitations de performance pour des matériaux spécifiques,
 le contrôle de la corrosion.
La présente Norme internationale se réfère à des matériaux habituellement présents sur le marché, dotés de
propriétés connues et documentées. Elle autorise également l’évaluation d’autres matériaux pour les qualifier
à des fins d’utilisation.
La présente Norme internationale ne fournit ni exigence ni ligne directrice détaillée relative à des matériaux
utilisés dans la fabrication et les essais des équipements. Ce type d’information peut être trouvé dans les
normes relatives à un produit en particulier ainsi que dans les normes de fabrication.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document de référence s'applique (y compris les éventuels amendements).
1)
ISO 15156-1 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements
contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 1: Principes
2
généraux pour le choix des matériaux résistant au craquage
1)
ISO 15156-2 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements
contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 2: Aciers au carbone
2
et aciers faiblement alliés résistants à la fissuration, et utilisation de fontes

1) L'ISO 15156 (toutes les parties) a été adoptée par le NACE en tant que NACE MR0175/ISO 15156.
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ISO 21457:2010(F)
1)
ISO 15156-3 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements
contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 3: ARC (alliages
2
résistants à la corrosion) et autres alliages résistants à la fissuration
3 Termes, définitions et abréviations
3.1 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1.1
eau d’aquifère
eau provenant d’une couche souterraine de roche perméable aquifère ou de matières non consolidées
3.1.2
acier au carbone
alliage de carbone et de fer contenant au maximum 2 % de carbone massique et 1,65 % de manganèse
massique et des quantités résiduelles d’autres éléments, excepté ceux ajoutés intentionnellement en des
quantités spécifiques à des fins de désoxydation (en général, silicium et/ou aluminium)
NOTE Les aciers au carbone utilisés dans l’industrie pétrolière contiennent en général moins de 0,8 % de carbone
massique.
[ISO 15156-1:2009, définition 3.3]
3.1.3
alliage résistant à la corrosion
alliage utilisé pour sa résistance à la corrosion, générale et localisée, dans des milieux pétroliers corrodant les
aciers au carbone
NOTE Cette définition est conforme à l'ISO 15156-1 et inclut les matériaux tels que l'acier inoxydable avec au
minimum 11,5 % de Cr massique et des alliages à base de nickel, cobalt et titane. D'autres normes ISO peuvent donner
d'autres définitions.
3.1.4
utilisateur final
propriétaire ou organisme responsable du fonctionnement d’une installation/d’un dispositif
3.1.5
acier de décolletage
acier dans la composition duquel des éléments tels que le soufre, le sélénium ou le plomb ont été
volontairement ajoutés pour en améliorer l’usinabilité
3.1.6
fugacité
pression partielle non idéale qu’un composant d’un mélange exerce en phase vapeur lorsqu’il est à l’équilibre
avec un mélange liquide
NOTE Le coefficient de fugacité dépend de la température et de la pression totale.
3.1.7
plastique renforcé de fibres de verre
matériau composite réalisé à partir de résine thermodurcissable puis renforcé de fibres de verre
2 © ISO 2010 – Tous droits réservés

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ISO 21457:2010(F)
3.1.8
fissuration induite par l'hydrogène
HIC (hydrogen-induced cracking)
fissuration planaire qui se produit dans des aciers au carbone et des aciers faiblement alliés lorsque de
l'hydrogène atomique diffuse dans l'acier puis s'associe pour former des inclusions de molécules d'hydrogène
dans la structure du matériau
NOTE La fissuration résulte de la pressurisation de la structure là où les molécules d'hydrogène se sont incluses.
Aucune contrainte exercée depuis l'extérieur n'est nécessaire pour former des fissures induites par l'hydrogène. Les
fissures induites par l'hydrogène se trouvent en général dans des aciers ayant des niveaux d'impureté élevés,
caractérisés par une forte densité d'inclusions planaires et/ou des zones de microstructures anormales (par exemple des
lignages) résultant de la ségrégation d'impuretés et d'éléments d'alliage dans l'acier. Ce type de fissuration induite par
l'hydrogène est sans lien avec le soudage.
[ISO 15156-1:2009, définition 3.12]
3.1.9
fissuration sous contrainte induite par l'hydrogène
HSC (hydrogen stress cracking)
fissuration due à la présence d'hydrogène dans le métal et d'une contrainte de traction (résiduelle et/ou
appliquée)
NOTE Le terme HSC décrit une fissuration dans des métaux non sensibles à la SSC, mais susceptibles d'être
fragilisés par l'hydrogène lorsqu'ils forment un couple galvanique, en tant que cathode, avec un autre métal qui corrode
activement en tant qu'anode. Le terme «HSC induite par galvanisation» a été utilisé pour ce mécanisme de fissuration.
[ISO 15156-1:2009, définition 3.13]
3.1.10
fragilisation par des métaux liquides
forme de fissuration provoquée par certains métaux liquides entrant en contact avec des alliages spécifiques
3.1.11
acier faiblement allié
acier dont la teneur totale en éléments d'alliage est inférieure à 5 % de sa masse, mais supérieure à celle
spécifiée pour l'acier au carbone
[20]
EXEMPLES AISI 4130; AISI 8630; ASTM A182 Nuance F22 .
3.1.12
fabricant
entreprise, société ou groupe responsable de la fabrication d’un produit en conformité avec les stipulations de
la commande et/ou les propriétés spécifiées dans la spécification de référence du produit
3.1.13
atmosphère marine
atmosphère au-dessus et près de la mer
NOTE Une atmosphère marine peut s’étendre à l'intérieur des terres, en fonction de la topographie et de la direction
du vent dominant. Elle est très polluée par les aérosols d'eau de mer (principalement des chlorures).
[ISO 12944-2:1998, définition 3.7.4]
3.1.14
température maximale de fonctionnement
température maximale à laquelle un composant est soumis, y compris durant les écarts par rapport au
fonctionnement normal tels que démarrage/arrêt
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ISO 21457:2010(F)
3.1.15
à terre
zone terrestre caractérisée par une atmosphère ne contenant pas de chlorures
3.1.16
température de fonctionnement
température à laquelle un composant est soumis dans des conditions normales de fonctionnement
3.1.17
stabilisation du pH
augmentation générale du pH par l’ajout d’un produit chimique approprié afin de réduire la corrosion par le
CO dans les systèmes d'hydrocarbures contenant de l’eau de condensation
2
3.1.18
numéro équivalent à la résistance aux piqûres
PREN (pitting resistance equivalent number)
F
PREN
numéro mis en place pour indiquer et prédire la résistance aux piqûres d'un acier inoxydable, fondé sur les
proportions de Cr, Mo, W et N dans la composition chimique de l'alliage
NOTE 1 Pour les besoins de la présente Norme internationale, F est calculé à partir de l'Equation (1):
PREN
F  w  3,3(w  0,5w )  16w (1)
PREN Cr Mo W N
où
w est la masse, en pourcentage, de chrome présent dans l'alliage;
Cr
w est la masse, en pourcentage, de molybdène présent dans l'alliage;
Mo
w est la masse, en pourcentage, de tungstène présent dans l'alliage;
W
w est la masse, en pourcentage, d'azote présent dans l'alliage.
N
NOTE 2 Adapté de l'ISO 15156-3:2009, définition 3.10 et de l'ISO 15156-3:2009, 6.3.
3.1.19
type 13Cr
alliages d'acier inoxydable martensitique contenant 13 % de Cr massique
EXEMPLES UNS S41000; UNS S41500.
3.1.20
type 316
alliages d'acier inoxydable austénitique de type UNS S31600/S31603
3.1.21
type 6Mo
alliages d'acier inoxydable austénitique caractérisés par un PREN ≥ 40 et une teneur nominale en molybdène
de 6 % en masse, et alliages au nickel caractérisés par une teneur en molybdène comprise entre 6 % et 8 %
en masse
EXEMPLES UNS S31254; UNS N08367; UNS N08926.
3.1.22
type 22Cr duplex
alliages d'acier inoxydable ferritique/austénitique caractérisés par un PREN compris entre 30 et 40 et une
teneur en molybdène Mo ≤ 2,0 % en masse
EXEMPLES UNS S31803; UNS S32205.
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ISO 21457:2010(F)
3.1.23
type 25Cr duplex
alliages d'acier inoxydable ferritique/austénitique caractérisés par un PREN compris entre 40 et 45
EXEMPLES UNS S32750; UNS S32760.
3.1.24
fissuration par corrosion sous contrainte
SCC (stress corrosion cracking)
fissuration d'un métal impliquant des processus anodiques de corrosion localisée et une contrainte de traction
(résiduelle et/ou appliquée)
NOTE 1 Les paramètres influant sur la sensibilité à la SCC sont la température, le pH, les chlorures, l'oxygène dissous,
H S et CO .
2 2
NOTE 2 La définition ci-dessus diffère de celle donnée pour le même terme dans l'ISO 15156-1:2009, définition 3.21,
dans la mesure où elle inclut l'environnement extérieur.
3.1.25
fissuration sous contrainte induite par les sulfures
SSC (sulfide stress cracking)
fissuration d'un métal impliquant une corrosion et une contrainte de traction (résiduelle et/ou appliquée) en
présence d'eau et de H S
2
NOTE La SSC est une forme de fissuration sous contrainte induite par l'hydrogène (HSC) et implique une
fragilisation du métal par l'hydrogène atomique qui est produit par une corrosion acide de la surface du métal. L'absorption
d'hydrogène est favorisée par la présence de sulfures. Les atomes d'hydrogène peuvent diffuser dans le métal, réduire sa
ductilité et augmenter sa sensibilité à la fissuration. Les matériaux métalliques présentant une résistance élevée et les
zones de soudure fortes sont susceptibles de subir une SSC.
[ISO 15156-1:2009, définition 3.23]
3.2 Abréviations
AFFF mousses formant un film aqueux (aqueous film-forming foams)
API American Petroleum Institute
ASCC fissuration due à la corrosion sous contrainte en milieu alcalin (alkaline stress corrosion cracking)
ASME American Society of Mechanical Engineers
CP protection cathodique (cathodic protection)
CRA alliage résistant à la corrosion (corrosion-resistant alloy)
CUI corrosion sous l'isolation (corrosion under insulation)
GRP plastique renforcé de fibres de verre (glass-fibre-reinforced plastic)
HAZ zone affectée thermiquement (heat-affected zone)
HB dureté Brinell
HDG galvanisé à chaud (hot-dip galvanized)
HIC fissuration induite par l'hydrogène (hydrogen-induced cracking)
HRC échelle C de dureté Rockwell
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ISO 21457:2010(F)
HSC fissuration sous contrainte induite par l'hydrogène (hydrogen stress cracking)
HVAC chauffage, ventilation et conditionnement de l'air
MEG monoéthylène glycol
MIC corrosion induite par un phénomène microbiologique (microbiologically induced corrosion)
PE polyéthylène
PP polypropylène
PREN numéro équivalent à la résistance aux piqûres (pitting resistance equivalent number)
PTFE polytétrafluoroéthylène
PVC chlorure de polyvinyle (polyvinyl chloride)
SCC fissuration par corrosion sous contrainte (stress corrosion cracking)
SMYS limite d'élasticité minimale spécifiée (specified minimum yield strength)
SS acier inoxydable (stainless steel)
SSC fissuration sous contrainte induite par les sulfures (sulfide stress cracking)
SWC fissuration en gradins (step-wise cracking)
TEG triéthylène glycol
UNS système de numérotation unifié (pour les alliages)
4 Informations relatives à la conception pour la sélection des matériaux
La présente Norme internationale donne des lignes directrices pour la sélection des matériaux pour les
installations de production de pétrole et de gaz. Pour permettre au maître d'œuvre de sélectionner les
matériaux destinés à l'installation, il convient que l'utilisateur final fournisse au moins les informations
spécifiées dans le Tableau 1 au moment de la demande de renseignements et du contrat.
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ISO 21457:2010(F)
Tableau 1 — Informations relatives à la conception pour la sélection des matériaux
Informations à fournir Paragraphe
Base de conception du projet, voir Annexe A 6.1
Modèle de prévision de la corrosion 6.2.1 et 6.2.2.2
Evolution possible de la teneur en H S à l'intérieur du réservoir 6.2.2.4
2
Méthodologie ou modèle pour le calcul du pH de l'eau de production 6.2.3.2
Analyse de l'eau de formation 6.2.3.2
Teneur en mercure des fluides ou gaz de production 6.2.3.8
Teneur en oxygène de l'eau de mer désaérée pour l'injection 6.3
Modèle de prévision de l'érosion 6.5
Limites de température pour les aciers inoxydables utilisés en atmosphère marine 6.6.2, Tableau 3
[21]
Conformité à DNV-RP-F112 d'un acier inoxydable duplex exposé à une protection
6.6.4
cathodique
Limites des caractéristiques mécaniques et de l'utilisation des matériaux 6.9
Limites de température pour les matériaux non métalliques 7.4.2, Tableau 9
Exigences environnementales relatives à l'utilisation d'inhibiteurs de corrosion 8.1
Modèle d'évaluation des inhibiteurs de corrosion, méthodes d'essai d'inhibition de la
8.1
corrosion et critères d'acceptation
Utilisation de revêtements extérieurs pour augmenter la température maximale pour l’acier
8.3
inoxydable (SS)
Norme applicable à la conception de la protection cathodique (CP) à définir 8.5.1
Limite de résistance et de dureté des éléments de fixation en atmosphère marine 8.9

5 Rapport sur la sélection des matériaux
Il convient de documenter les évaluations de la corrosion ainsi que la sélection des matériaux dans un rapport
qui pourra être utilisé pendant toute la durée du projet et des opérations.
Il convient d'inclure les éléments suivants:
 une brève description du projet et des installations prévues, par exemple agencement du champ,
éloignement de l'emplacement, installations habitées et inhabitées, etc.;
 les données d'entrée relatives aux matériaux pour les conditions de fonctionnement pendant la durée de
vie théorique de l'installation, par exemple températures, pressions, composition du fluide, production de
sable, etc. (voir l'Annexe A);
 l'évaluation de la corrosion et la sélection des matériaux;
 les exigences relatives à l’efficacité et à la disponibilité de l'inhibiteur de corrosion;
 les exigences relatives au contrôle de la corrosion, par exemple protection cathodique et revêtements;
 les exigences relatives à la surveillance de la corrosion;
 l'identification des incertitudes relatives aux matériaux, les nouvelles applications pour les matériaux,
l'utilisation de nouvelles nuances;
 la nécessité de procéder à des essais de qualification des matériaux.
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ISO 21457:2010(F)
6 Recommandations générales pour l’évaluation de la corrosion et la sélection des
matériaux
6.1 Généralités
Le processus de sélection des matériaux doit prendre en compte l'ensemble des exigences légales et
réglementaires. Il convient également de prendre en compte les critères de conception du projet tels que la
durée de vie théorique, le programme d'inspection et de maintenance, les caractéristiques de sécurité et
d'environnement, la fiabilité opérationnelle et les exigences spécifiques au projet.
En général, il convient qu’un processus robuste de sélection des matériaux soit appliqué pour assurer la
fiabilité du fonctionnement pendant toute la durée de vie théorique. Les installations off-shore, et notamment
les installations sous-marines, offrant des possibilités d'accès limitées et coûteuses pour la maintenance et
les réparations, il convient de leur prêter une attention particulière lors de la conception.
Il convient normalement que la sélection des matériaux soit fondée sur une évaluation de la corrosion et de
l'érosion telle que décrite dans les paragraphes suivants. Il convient de prendre en compte tous les milieux
internes et externes pendant tout la durée de vie théorique. Il convient également d'inclure les étapes du
transport, du stockage, de l'installation, des essais et de la préservation. Il convient de prendre en compte les
mécanismes de dégradation non couverts spécifiquement par la présente Norme internationale, comme la
fatigue, la fatigue due à la corrosion, l'usure et le grippage pour les composants et les conditions de
conception concernés.
Il convient que les caractéristiques mécaniques et le
...