ISO 17348:2016
(Main)Petroleum and natural gas industries — Materials selection for high content CO2 for casing, tubing and downhole equipment
Petroleum and natural gas industries — Materials selection for high content CO2 for casing, tubing and downhole equipment
ISO 17348:2016 provides guidelines and requirements for material selection of both seamless casing and tubing, and downhole equipment for CO2 gas injection and gas production wells with high pressure and high CO2 content environments [higher than 10 % (molar) of CO2 and 1 MPa CO2 partial pressure]. Oil production wells are not covered in this International Standard. This International Standard only considers materials compatibility with the environment. Guidance is given for the following: - corrosion evaluation; - materials selection; - corrosion control. ISO 17348:2016 is aimed at high CO2 content wells, where the threat of low pH and CO2 corrosion is greatest. However, many aspects are equally applicable to environments containing lower CO2 concentrations. Materials selection is influenced by many factors and synergies and should be performed by either materials or corrosion engineer.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Choix des matériaux pour tubes de cuvelage et de production et équipements de fond en environnement à haute teneur en CO2
L'ISO 17248:2016 fournit des lignes directrices et des exigences pour le choix des matériaux employés pour les tubes de cuvelage et de production et les équipements de fond des puits d'injection de CO2 et des puits de production de gaz dans des environnements à haute pression et haute teneur en CO2 [concentration (molaire) de CO2 supérieure à 10 % et pression partielle de CO2 supérieure à 1 MPa]. Les puits de production de pétrole ne sont pas couverts par la présente Norme internationale. L'ISO 17248:2016 concerne uniquement la comptabilité des matériaux avec l'environnement. Des lignes directrices sont fournies pour: - l'évaluation de la corrosion; - le choix des matériaux; - le contrôle de la corrosion. L'ISO 17248:2016 concerne les puits à haute teneur en CO2 dans lesquels la menace d'un faible pH et d'une corrosion par le CO2 est la plus élevée. Néanmoins, de nombreux aspects sont également applicables à des environnements contenant de plus faibles concentrations en CO2. Le choix des matériaux est influencé par de nombreux facteurs et synergies et il convient qu'il soit effectué par un ingénieur en matériaux ou en corrosion.
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 17348
First edition
2016-02-15
Petroleum and natural gas
industries — Materials selection for
high content CO for casing, tubing
and downhole equipment
Industries du pétrole et du gaz naturel — Choix des matériaux une
teneur élevée en CO pour tubes de cuvelage et de production et
équipements de fond
Reference number
©
ISO 2016
© ISO 2016, Published in Switzerland
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced or utilized otherwise in any form
or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting on the internet or an intranet, without prior
written permission. Permission can be requested from either ISO at the address below or ISO’s member body in the country of
the requester.
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ii © ISO 2016 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .iv
Introduction .v
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions and abbreviated terms . 2
3.1 Terms and definitions . 2
3.2 Abbreviated terms . 5
4 Guidelines for corrosion evaluation . 5
4.1 General . 5
4.2 Corrosion by produced or injected fluids — Corrosion likelihood . 6
4.2.1 Gas production wells . 7
4.2.2 Injection wells . 7
5 Materials selection . 7
5.1 Gas injection with high CO content . 8
5.2 Water alternating gas with high CO content (WAG) injection systems . 8
5.3 Gas production wells with high CO content . 9
5.4 Production casing . 9
5.5 Sealing and packers .10
5.5.1 General.10
5.5.2 Non-metallic seals and packing elements .10
5.6 Liners .11
6 Corrosion control .12
6.1 Corrosion prevention .12
6.1.1 Completion with CRA and cladding .12
6.1.2 Completion with GRE liners .12
6.2 Corrosion management .12
6.3 Internal corrosion allowance . .12
Annex A (informative) Example of material selection for gas production.13
Bibliography .16
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www.iso.org/patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the meaning of ISO specific terms and expressions related to conformity
assessment, as well as information about ISO’s adherence to the WTO principles in the Technical
Barriers to Trade (TBT) see the following URL: Foreword - Supplementary information
The committee responsible for this document is ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries.
iv © ISO 2016 – All rights reserved
Introduction
This International Standard gives recommendations and guidelines for materials selection in oil and
gas production wells, specifically for high CO content gas injection and production systems, as well
as for water alternating gas (WAG) injection systems. It is intended to enable responsible parties 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. The main users of this International Standard are oil and gas
production companies and engineering contractors. Material manufacturers and equipment suppliers
can benefit from using this International Standard for their product development.
Carbon capture and storage (CCS) has been identified as an important technology for achieving a
significant reduction in CO emissions to the atmosphere.
Many of the technologies and practices that have been developed for CO enhanced oil recovery
(EOR) can have applicability in CCS projects, assuming that each project design meets its site-specific
conditions. The CO EOR experiences of the oil and gas industry represent the largest collective base
of technical information available on CO injection and, as such, provide valuable information for
development and implementation of CCS field projects as they move forward.
This International Standard does not provide detailed material requirements and recommendations for
manufacturing and testing of equipment. Such information can be found in particular product standards
and in manufacturing and testing standards. Other International Standards related to material usage
limitations are referred to, e.g. ISO 15156 (all parts) for H S containing service.
In case of conflict between this International Standard and other international product standards, the
requirements of the latter take precedence.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 17348:2016(E)
Petroleum and natural gas industries — Materials
selection for high content CO for casing, tubing and
downhole equipment
1 Scope
This International Standard provides guidelines and requirements for material selection of both
seamless casing and tubing, and downhole equipment for CO gas injection and gas production wells
with high pressure and high CO content environments [higher than 10 % (molar) of CO and 1 MPa CO
2 2 2
partial pressure]. Oil production wells are not covered in this International Standard. This International
Standard only considers materials compatibility with the environment.
Guidance is given for the following:
— corrosion evaluation;
— materials selection;
— corrosion control.
This International Standard is aimed at high CO content wells, where the threat of low pH and CO
2 2
corrosion is greatest. However, many aspects are equally applicable to environments containing lower
CO concentrations.
Materials selection is influenced by many factors and synergies and should be performed by either
materials or corrosion engineer.
2 Normative references
The following documents, in whole or in part, are normatively referenced in this document and are
indispensable for its application. For dated references, only the edition cited applies. For undated
references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 11960, Petroleum and natural gas industries — Steel pipes for use as casing or tubing for wells
ISO 13680, Petroleum and natural gas industries — Corrosion-resistant alloy seamless tubes for use as
casing, tubing and coupling stock — Technical delivery conditions
ISO 15156 (all parts), Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing
environments in oil and gas production
ISO 21457, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials selection and corrosion
control for oil and gas production systems
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
ISO 23936-2, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Non-metallic materials in contact
with media related to oil and gas production — Part 2: Elastomers
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
A-annulus
designation of annulus between the production tubing and production casing (3.1.12)
[SOURCE: ISO/TS 16530-2:2014, 3.1]
3.1.2
casing
pipe run from the surface and intended to line the walls of a drilled well
[SOURCE: ISO 11960:2014, 4.1.5]
3.1.3
clad
cladding
metallurgically-bonded CRA (3.1.4) layer produced by roll bonding, weld overlaying, powder metallurgy
or explosively cladding a carbon steel plate or pipe
[SOURCE: API 5LD 2009, 3.1.2]
3.1.4
corrosion-resistant alloy
CRA
alloy intended to be resistant to general and localized corrosion by oilfield environments that are
corrosive to carbon steels
[SOURCE: ISO 15156-1:2015, 3.6]
3.1.5
cross-over
short subassembly that connects two different end connections
3.1.6
dense phase
fluid state (supercritical or liquid) above critical pressure
3.1.7
dry gas
gas operating at temperature at least 10 °C above water dew point at given pressure
Note 1 to entry: See ISO 21457:2010, 6.2.3.5.
3.1.8
gas production well
well where the gas/liquid ratio is between 900 and 18 000 for condensate gas, and higher than 18 000
for dry gas (3.1.7)
3.1.9
intermediate casing
string that is set between the surface casing (3.1.19) and production casing (3.1.12)
Note 1 to entry: There may be more than one intermediate casing, enabling getting deeper in the well.
2 © ISO 2016 – All rights reserved
3.1.10
packer
mechanical device with a packing element, not installed in a designed receptacle, used for blocking
fluid (liquid or gas) communication through the annular space between conduits by sealing off the
space between them
[SOURCE: ISO 14310:2008, 3.26]
3.1.11
pitting resistance equivalent number
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 to entry: For the purposes of this International Standard, PREN is calculated from the following formula:
PREN = wCr + 3,3 (wMo + 0,5wW) + 16wN
where
wCr is the weight percentage of chromium in the alloy;
wMo is the weight percentage of molybdenum in the alloy;
wW is the weight percentage of tungsten in the alloy;
wN is the weight percentage of nitrogen in the alloy
[SOURCE: ISO 21457:2010, 3.1.18, modified.]
3.1.12
production casing
pipe run from the surface and intended to line the walls of a drilled well, isolating production zone
and/or injection zone
3.1.13
production packer
packer (3.1.10) used to isolate the A-annulus (3.1.1), blocking fluid communication by sealing on the ID
of the production casing (3.1.12)
3.1.14
pup joint
casing (3.1.2) or tubing of length shorter than Range 1
[SOURCE: ISO 11960:2014, 4.1.37, modified — Note 1 to entry left out here.]
3.1.15
rapid gas decompression
RGD
depressurization
explosive decompression
rapid pressure-drop in a high pressure gas-containing system which disrupts the equilibrium between
external gas pressure and the concentration of gas dissolved inside any polymer, with the result that
excess gas tries to escape from the solution at points throughout the material, causing expansion
Note 1 to entry: If large enough and if the pressure-drop rate is faster than the natural gas diffusion rate,
blistering or rupturing can occur.
[SOURCE: ISO 23936-2:2011, 3.1.10]
3.1.16
shoe
assembly screwed to the casing with a rounded profile, in order to guide the casing string
throughout the wellbore
3.1.17
slickline
thin nonelectric cable used for selective placement and retrieval of wellbore hardware, such as plugs,
gauges and valves located in sidepocket mandrels
3.1.18
supercritical state
fluid state above critical pressure and temperature
3.1.19
surface casing
large-diameter pipe set on the first stage of a well
Note 1 to entry: One of its functions is to provide structural strength in order to hang the other casing strings.
3.1.20
stress corrosion cracking
SCC
cracking of metal involving anodic processes of localized corrosion and tensile stress (residual and/or
applied) in the presence of water and H S
Note 1 to entry: Parameters that influence the susceptibility to SCC are temperature, pH, chlorides, oxidants, H S
and CO .
[SOURCE: ISO 15156-1:2015, 3.21, modified — changed set of parameters in Note 1 to entry.]
3.1.21
sulfide stress cracking
SSC
cracking of metal involving corrosion and tensile stress (residual and/or applied) in the presence of
water and H S
Note 1 to entry: SSC is a form of hydrogen stress cracking (HSC) and involves the 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.
[SOURCE: ISO 15156-1:2015, 3.23]
3.1.22
tubing hanger
device that supports a tubing string (3.1.23) in the wellhead at the mudline
3.1.23
tubing string
set of pipes placed in a well to produce or inject fluids
3.1.24
wireline
one type of equipment and associated technique(s) used to perform various operations in a well using
a continuous length of solid line (slick line) or stranded wire, appropriate spooling equipment at the
surface and weight stem and specialized tools attached to the well (downhole) end of the wire
[SOURCE: ISO 17078-1:2004, 3.50]
4 © ISO 2016 – All rights reserved
3.2 Abbreviated terms
CCS carbon capture and storage
CRA corrosion resistant alloy
EOR enhanced oil recovery
FEPM copolymer of tetrafluoroethylene and propylene
FFKM perfluorelastomer
FKM fluorelastomer
GRE glass reinforced epoxy
HNBR hydrogenated nitrile butadiene rubber
ID internal diameter
PREN pitting resistance equivalent number
PA polyamide
PCTFE polychlorotrifluorethylene
PEEK polyether ether ketone
PP polypropylene
PTFE polytetrafluorethylene
PVDF polyvinylidene fluoride
RGD rapid gas decompression
pH S H S partial pressure
2 2
pCO2 CO partial pressure
SCCO2 supercritical state of CO
TFE/P copolymer of tetrafluoroethylene and propylene
WAG water alternating gas
4 Guidelines for corrosion evaluation
4.1 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, type and
frequency of interventions, safety and environmental profiles shall be considered.
In general, robust materials selection should be made to ensure operational reliability throughout the
design life. For offshore installations, access for the purposes of maintenance and repair should be
carefully considered in the design.
The possible scenarios covered by this International Standard are the following:
a) injection wells;
1) injection of high CO content gas (with and without H S presence);
2 2
2) alternate injection of high CO content gas (with and without H S presence) and water (WAG);
2 2
b) production gas wells with high CO content (with and without H S presence).
2 2
Materials for tubing and downhole equipment exposed to produced or injected fluids shall be selected
on the basis of their corrosivity considering operational conditions throughout the lifetime of the wells.
The main parameters are pH, content of CO , H S, presence of O and other contaminants (such as NO ,
2 2 2 x
SO , elemental sulfur, mercury, etc.) water chemistry, temperature and pressure. If H S is present in the
x 2
stream, materials shall comply with ISO 15156 (all parts).
For CO partial pressures considered in this International Standard (higher than 1 MPa CO partial
2 2
pressure), the use of carbon steel is only possible for dry gas injection. Water condensation during
transient or upset conditions shall be considered.
The corrosivity of the fluids in WAG wells will be dependent upon both the characteristics of water
and gas to be injected. The mixing and chemical reaction between CO and water shall be considered.
Dissolved CO reacts with water (both injected water and naturally occurring formation water) to form
carbonic acid which, over time, can produce severe corrosion.
Degradation mechanisms not specifically covered in this International Standard, such as fatigue, corrosion-
fatigue, wear and galling, shall be considered for relevant components and design conditions. The stages
of transportation, storage, installation, testing and preservation of materials shall be considered.
The mechanical properties for technical delivery conditions for d
...
DRAFT INTERNATIONAL STANDARD
ISO/DIS 17348
ISO/TC 67 Secretariat: NEN
Voting begins on: Voting terminates on:
2014-10-02 2015-03-02
Petroleum and natural gas offshore platforms —
Guidelines for materials selection for high content CO2
environment for casings, tubings and downhole equipment
Industries du pétrole et du gaz naturel — Choix de matériaux dans un environnement CO2 pour les tubes
sans soudure et accessoires pour utilisation en tant que tube de cuvelage, de production et équipements de
fond — Lignes directrices
ICS: 75.180.01
ISO/CEN PARALLEL PROCESSING
This draft has been developed within the International Organization for
Standardization (ISO), and processed under the ISO lead mode of collaboration
as defined in the Vienna Agreement.
This draft is hereby submitted to the ISO member bodies and to the CEN member
bodies for a parallel five month enquiry.
Should this draft be accepted, a final draft, established on the basis of comments
received, will be submitted to a parallel two-month approval vote in ISO and
THIS DOCUMENT IS A DRAFT CIRCULATED
formal vote in CEN.
FOR COMMENT AND APPROVAL. IT IS
THEREFORE SUBJECT TO CHANGE AND MAY
NOT BE REFERRED TO AS AN INTERNATIONAL
STANDARD UNTIL PUBLISHED AS SUCH.
To expedite distribution, this document is circulated as received from the
IN ADDITION TO THEIR EVALUATION AS
committee secretariat. ISO Central Secretariat work of editing and text
BEING ACCEPTABLE FOR INDUSTRIAL,
composition will be undertaken at publication stage.
TECHNOLOGICAL, COMMERCIAL AND
USER PURPOSES, DRAFT INTERNATIONAL
STANDARDS MAY ON OCCASION HAVE TO
BE CONSIDERED IN THE LIGHT OF THEIR
POTENTIAL TO BECOME STANDARDS TO
WHICH REFERENCE MAY BE MADE IN
Reference number
NATIONAL REGULATIONS.
ISO/DIS 17348:2014(E)
RECIPIENTS OF THIS DRAFT ARE INVITED
TO SUBMIT, WITH THEIR COMMENTS,
NOTIFICATION OF ANY RELEVANT PATENT
RIGHTS OF WHICH THEY ARE AWARE AND TO
©
PROVIDE SUPPORTING DOCUMENTATION. ISO 2014
ISO/DIS 17348:2014(E)
Copyright notice
This ISO document is a Draft International Standard and is copyright-protected by ISO. Except as
permitted under the applicable laws of the user’s country, neither this ISO draft nor any extract
from it may be reproduced, stored in a retrieval system or transmitted in any form or by any means,
electronic, photocopying, recording or otherwise, without prior written permission being secured.
Requests for permission to reproduce should be addressed to either ISO at the address below or ISO’s
member body in the country of the requester.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Reproduction may be subject to royalty payments or a licensing agreement.
Violators may be prosecuted.
ii © ISO 2014 – All rights reserved
ISO/DIS 17348:2014(E)
Contents Page
Foreword .iv
Introduction .v
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions and abbreviations . 1
3.1 Terms and definitions . 1
3.2 Abbreviated terms . 4
4 Guidelines for corrosion evaluation . 5
4.1 General . 5
4.2 Corrosion by produced or injected fluids — Corrosion likelihood . 6
5 Guidelines for materials selection . 6
5.1 Gas injection with high CO content . 7
5.2 Water alternating gas with High CO content (WAG) injection systems . 7
5.3 Well completion for gas with high CO2 content production systems . 8
5.4 Production casing . 8
5.5 Sealing and packers . 9
5.6 Liners .10
6 Guidelines for corrosion control.11
6.1 Corrosion prevention .11
6.2 Corrosion management .11
6.3 Internal corrosion allowance .11
Annex A (informative) Example of material selection for gas production .12
Bibliography .14
ISO/DIS 17348:2014(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 17348 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries.
iv © ISO 2014 – All rights reserved
ISO/DIS 17348:2014(E)
Introduction
This International standard gives recommendations and guidelines for materials selection in oil and
gas production wells, specifically for high content CO gas injection and production systems, as for
Water Alternating Gas (WAG) injection systems. It is intended to enable responsible parties 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. The main users of this standard are Oil and Gas Production Companies and
engineering contractors. Material manufacturers and equipment suppliers may benefit from using this
standard for their product development.
Carbon Capture and Storage (CCS) has been identified as an important technology for achieving a
significant reduction in CO emissions to the atmosphere.
Many of the technologies and practices that have been developed for CO enhanced oil recovery (EOR)
may have applicability in CCS projects, recognizing however, that each project should be designed to
meet its site specific conditions. The CO EOR experiences of the oil and gas industry represent the
largest collective base of technical information available on CO injection and, as such, provide valuable
information for development and implementation of CCS field projects as they move forward.
This International standard does not provide detailed material requirements and recommendations for
manufacturing and testing of equipment. Such information may be found in particular product standards
and in manufacturing and testing standards. Other International standards related to material usage
limitations are referred to e.g. ISO 15156 for H S containing service.
In case of conflict between this International Standard and other international product standards, the
requirements of the latter shall take precedence.
DRAFT INTERNATIONAL STANDARD ISO/DIS 17348:2014(E)
Petroleum and natural gas offshore platforms —
Guidelines for materials selection for high content CO2
environment for casings, tubings and downhole equipment
1 Scope
This international standard provides guidelines for material selection of seamless casing and tubing and
downhole equipment of CO gas injection wells and production wells in high pressure and high content
CO environments (above 10 % molar of CO and 1 MPa of CO Partial pressure). This international
2 2 2
standard only considers materials compatibility with the environment.
Guidance is given for the following:
— corrosion evaluation;
— materials selection;
— corrosion control.
The guidance in this standard is aimed at high CO wells, where the threat of low pH and CO corrosion
2 2
is greatest. However, many aspects are equally applicable to environments containing lower CO
concentrations.
Materials selection is influenced by many factors and synergies and should be performed by an
experienced materials engineer.
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.
ISO 11960, Petroleum and natural gas industries — Steel pipes for use as casing or tubing for wells
ISO 13680, Petroleum and natural gas industries — Corrosion-resistant alloy seamless tubes for use as
casing, tubing and coupling stock — Technical delivery conditions
ISO 15156 (all parts), Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing
environments in oil and gas production
ISO 21457, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials selection and corrosion control
for oil and gas production systems
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
ISO 23936-2, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Non-metallic materials in contact
with media related to oil and gas production — Part 2: Elastomers
3 Terms, definitions and abbreviations
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply
ISO/DIS 17348:2014(E)
3.1.1
annulus
space between consecutive, concentric, pipe strings, such as between casings or between casing and
tubing
3.1.2
casing
pipe run from the surface and intended to line the walls of a drilled well as defined in ISO 11960
3.1.3
cross overs
a short subassembly used to enable two components with different thread types or sizes to be connected
3.1.4
dense phase
the fluid state (supercritical or liquid) above critical pressure
3.1.5
dry gas
a gas that does not have water as a liquid phase at given operational conditions e.g temperature above
dew point
3.1.6
gas production wells
wells where the gas/liquid ratio is between 900 and 18 000 for condensate gas, and higher than 18 000
for dry gas
3.1.7
intermediate casing
a string that is set between the surface casing and production casing. There may be more than one
intermediate casing, enabling getting deeper in the well
3.1.8
packer
mechanical device, not installed in a designed receptacle, used for blocking fluid (liquid or gas)
communication through the annular space between conduits by sealing off the space between them as
defined in ISO 14310
3.1.9
pitting resistance equivalent number
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 to entry: For the purposes of this International Standard, PREN is calculated from Equation:
PREN = wCr + 3.3 (wMo + 0.5wW) + 16wN
where
wCr is the percent (mass fraction) of chromium in the alloy;
wMo is the percent (mass fraction) of molybdenum in the alloy;
wW is the percent (mass fraction) of tungsten in the alloy;
wN is the percent (mass fraction) of nitrogen in the alloy.
2 © ISO 2014 – All rights reserved
ISO/DIS 17348:2014(E)
3.1.10
production casing
pipe run from the surface and intended to line the walls of a drilled well, isolating production zone
and/or injection zone
3.1.11
pup joints
casing or tubing of length shorter than Range 1 as defined in ISO 11960
3.1.12
rapid gas decompression
RGD
explosive decompression
rapid pressure-drop in a high pressure gas-containing system which disrupts the equilibrium between
external gas pressure and the concentration of gas dissolved inside any polymer, with the result that
excess gas tries to escape from the solution at points throughout the material, causing expansion as
defined in ISO 23936-2
Note 1 to entry: If large enough and if the pressure-drop rate is faster than the natural gas diffusion rate, blistering
or rupturing can occur.
3.1.13
shoe
assembly screwed to the casing with a rounded profile, in order to guide the casing string throughout
the wellbore
3.1.14
slickline
a thin nonelectric cable used for selective placement and retrieval of wellbore hardware, such as plugs,
gauges and valves located in sidepocket mandrels
3.1.15
supercritical state
the fluid state above critical pressure and temperature
3.1.16
surface casing
a large-diameter pipe set on the first stage of a well. One of its functions is to provide structural strength
in order to hang the other casing strings
3.1.17
stress corrosion cracking
SCC
cracking of metal involving anodic processes of localized corrosion and tensile stress (residual and/or
applied) as defined in ISO 15156-1
Note 1 to entry: Parameters that influence the susceptibility to SCC are temperature, pH, chlorides, dissolved
oxygen, H S and CO .
2 2
3.1.18
sulfide stress cracking
SSC
cracking of metal involving corrosion and tensile stress (residual and/or applied) in the presence of
water and H S as defined in ISO 15156-1
Note 1 to entry: SSC is a form of hydrogen stress cracking (HSC) and involves the 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/DIS 17348:2014(E)
3.1.19
tubing hangers
device that supports a tubing string in the wellhead at the mudline
3.1.20
tubing string
a set of pipes placed in a well to produce or inject fluids
3.1.21
wireline
a general term used to describe well-intervention operations conducted using single-strand or
multistrand wire or cable for intervention in oil or gas wells
3.2 Abbreviated terms
CCS carbon capture and storage
CRA corrosion-resistant alloy
EOR enhanced oil recovery
FFKM perfluorelastomer
FKM fluorelastomer
GRE glass-reinforced epoxy
HNBR hydrogenated nitrile butadiene rubber
ID internal diameter
PREN pitting resistance equivalent number
PA polyamide
PCTFE polychlorotrifluorethylene
PEEK polyether ether ketone
PP polypropylene
PTFE polytetrafluorethylene
PVDF polyvinylidene fluoride
RGD rapid gas decompression
pH S H S partial pressure
2 2
pCO CO partial pressure
2 2
SCCO supercritical state of CO
2 2
WAG water alternating gas
4 © ISO 2014 – All rights reserved
ISO/DIS 17348:2014(E)
4 Guidelines for corrosion evaluation
4.1 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, type and
frequency of interventions, safety and environmental profiles should be considered.
In general, robust materials selection should be made to ensure operational reliability throughout the
design life. For offshore installations, access for the purposes of maintenance and repair should be
carefully considered in the design.
The possible scenarios covered by this International Standard are:
a) injection wells;
i) injection of high CO content gas (with and without H S presence);
2 2
ii) alternate injection of high CO content gas (with and without H S presence) and water (WAG);
2 2
b) production wells; second list item at level 1;
i) production of gas with high CO content (with and without H S presence).
2 2
The starting point for materials selection for high CO streams at high pressure injection systems is
whether the stream is dry. If the well is designed to transport a wet stream, then potential corrosion
shall be considered. If H S is present in the stream, materials shall comply with ISO 15156.
Operationally, the WAG process creates a worst case scenario from a wellbore integrity standpoint due
to the mixing and chemical reaction between CO and water. Specifically, CO reacts with water, (both
2 2
injected water and naturally occurring formation water), to form carbonic acid which, over time, can
produce severe corrosion in both the injection and production sides of a facility (tubings, wellheads,
pipelines, separators).
For material selection operational conditions throughout the life time of the wells shall be considered.
The main parameters are: pH, presence of O , CO , H S and other contaminants, water chemistry,
2 2 2
temperature and pressure. The use of carbon steel is only possible for dry gas at the CO partial pressures
considered in this guideline.
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.
The stages of transportation, storage, installation, testing and preservation of materials should be
considered.
Mechanical properties and usage limitations for different material grades shall comply with ISO 11960
and ISO 13680.
In addition, the following topics may also significantly affect the performance of selected materials:
— corrosion damage initiated during workover and acidizing operations (see NOTE);
— erosion/erosion-corrosion;
— damage to passive layers or internal coatings on the ID surfaces due to running of wireline and
slickline tools;
— cracking/corrosion in completions fluids (in the tubing string – production casing annulus);
— pitting and/or crevice corrosion;
— SCC (stress corrosion cracking).
© ISO 2
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 17348
Première édition
2016-02-15
Industries du pétrole et du gaz
naturel — Choix des matériaux
pour tubes de cuvelage et de
production et équipements de fond en
environnement à haute teneur en CO
Petroleum and natural gas industries — Materials selection for high
content CO for casing, tubing and downhole equipment
Numéro de référence
©
ISO 2016
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Fax +41 22 749 09 47
copyright@iso.org
www.iso.org
ii © ISO 2016 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction .v
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, définitions et abréviations . 2
3.1 Termes et définitions . 2
3.2 Abréviations . 5
4 Lignes directrices pour l’évaluation de la corrosion . 6
4.1 Généralités . 6
4.2 Corrosion par les fluides produits ou injectés — Probabilité de corrosion . 7
4.2.1 Puits de production de gaz . 7
4.2.2 Puits d’injection . 7
5 Choix des matériaux . 8
5.1 Injection de gaz à haute teneur en CO .
2 8
5.2 Systèmes d’injection alternée d’eau et de gaz à haute teneur en CO (WAG) . 9
5.3 Puits de production de gaz à haute teneur en CO .
2 9
5.4 Colonne de production .10
5.5 Joints et garnitures d’étanchéité .10
5.5.1 Généralités .10
5.5.2 Joints et garnitures d’étanchéité non métalliques .11
5.6 Manchons .11
6 Contrôle de la corrosion .12
6.1 Prévention de la corrosion .12
6.1.1 Complétion avec CRA et placage .12
6.1.2 Complétion avec manchons en GRE .12
6.2 Maîtrise de la corrosion .13
6.3 Surépaisseur de corrosion intérieure .13
Annexe A (informative) Exemple de choix de matériaux pour la production de gaz .14
Bibliographie .16
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d’organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l’ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’ISO participent également aux travaux.
L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d’approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www.
iso.org/directives).
L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l’objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l’élaboration du document sont indiqués dans l’Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l’ISO (voir www.iso.org/brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la signification des termes et expressions spécifiques de l’ISO liés à
l’évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l’adhésion de l’ISO aux principes
de l’OMC concernant les obstacles techniques au commerce (OTC), voir le lien suivant: Avant-propos -
Informations supplémentaires.
Le comité chargé de l’élaboration du présent document est l’ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures
en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel.
iv © ISO 2016 – Tous droits réservés
Introduction
La présente Norme internationale fournit des recommandations et des lignes directrices pour le choix
des matériaux employés dans les puits de production de pétrole et de gaz, en particulier pour les
systèmes de production et d’injection de gaz à haute teneur en CO , aussi bien que pour les systèmes
d’injection alternée d’eau et de gaz (WAG). Elle est destinée à permettre aux parties responsables de
sélectionner les matériaux de manière cohérente dans le cadre des travaux d’ingénierie, sur la base
de la conception d’une installation spécifique. Les principaux utilisateurs de la présente Norme
internationale sont les compagnies pétrolières et gazières et les entreprises de génie civil. Les fabricants
de matériaux et les fournisseurs d’équipements peuvent tirer profit de l’utilisation de la présente Norme
internationale pour le développement de leurs produits.
La technique de piégeage et de stockage du carbone (CCS) a été identifiée comme une technique
importante pour atteindre une réduction significative des émissions de CO dans l’atmosphère.
Un grand nombre des techniques et pratiques mises au point pour la récupération assistée des
hydrocarbures (EOR) par injection de CO peut avoir une applicabilité dans les projets CCS, en
supposant que chaque projet soit conçu en fonction des conditions spécifiques du site. Les expériences
de récupération assistée des hydrocarbures par injection de CO (EOR-CO ) dans les industries
2 2
pétrolières et gazières constituent la plus grande base collective d’informations techniques disponibles
sur l’injection de CO et, de ce fait, fournissent des informations précieuses pour le développement et la
mise en œuvre futurs de projets CCS sur le terrain.
La présente Norme internationale ne fournit ni exigence ni recommandation détaillée relative aux
matériaux utilisés pour 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
et d’essais. D’autres Normes internationales relatives aux limites d’utilisation des matériaux sont
mentionnées, par exemple l’ISO 15156 (toutes les parties) pour un service contenant du H S.
En cas de conflit entre la présente Norme internationale et d’autres Normes internationales de produits,
les exigences de ces dernières prévalent.
NORME INTERNATIONALE ISO 17348:2016(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Choix des
matériaux pour tubes de cuvelage et de production et
équipements de fond en environnement à haute teneur en
CO
1 Domaine d’application
La présente Norme internationale fournit des lignes directrices et des exigences pour le choix des
matériaux employés pour les tubes de cuvelage et de production et les équipements de fond des puits
d’injection de CO et des puits de production de gaz dans des environnements à haute pression et
haute teneur en CO [concentration (molaire) de CO supérieure à 10 % et pression partielle de CO
2 2 2
supérieure à 1 MPa]. Les puits de production de pétrole ne sont pas couverts par la présente Norme
internationale. La présente Norme internationale concerne uniquement la comptabilité des matériaux
avec l’environnement.
Des lignes directrices sont fournies pour
— l’évaluation de la corrosion,
— le choix des matériaux, et
— le contrôle de la corrosion.
La présente Norme internationale concerne les puits à haute teneur en CO dans lesquels la menace
d’un faible pH et d’une corrosion par le CO est la plus élevée. Néanmoins, de nombreux aspects sont
également applicables à des environnements contenant de plus faibles concentrations en CO .
Le choix des matériaux est influencé par de nombreux facteurs et synergies et il convient qu’il soit
effectué par un ingénieur en matériaux ou en corrosion.
2 Références normatives
Les documents suivants, en totalité ou en partie, sont référencés de manière normative dans le présent
document et sont indispensables pour son application. Pour les références datées, seule l’édition citée
s’applique. Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s’applique (y
compris les éventuels amendements).
ISO 11960, Industries du pétrole et du gaz naturel — Tubes d’acier utilisés comme cuvelage ou tubes de
production dans les puits
ISO 13680, Industries du pétrole et du gaz naturel — Tubes sans soudure en acier allié résistant à la
corrosion utilisés comme tubes de cuvelage, tubes de production et tubes-ébauches pour manchons —
Conditions techniques de livraison
ISO 15156 (toutes les parties), Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans
des environnements contenant de l’hydrogène sulfuré (H2S) dans la production de pétrole et de gaz
ISO 21457, 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
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
ISO 23936-2, 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 2: Élastomères
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
espace annulaire A
désignation de l’espace annulaire entre les tubes de production et la colonne de production (3.1.12)
[SOURCE: ISO/TS 16530-2:2014, 3.1]
3.1.2
cuvelage
tube installé depuis la surface et destiné à revêtir la paroi d’un puits de forage
[SOURCE: ISO 11960:2014, 4.1.5]
3.1.3
placage
revêtement métallique
couche de CRA (3.1.4) appliquée sur une tôle ou un tube d’acier au carbone par laminage, rechargement
par soudage, procédé de métallurgie des poudres ou placage par explosion, et liée métallurgiquement à
celle-ci (celui-ci)
[SOURCE: API 5LD 2009, 3.1.2]
3.1.4
alliage résistant à la corrosion
CRA
alliage utilisé pour sa résistance à la corrosion, générale et localisée, dans des milieux pétroliers
corrodant les aciers au carbone
[SOURCE: ISO 15156-1:2015, 3.6]
3.1.5
adaptateur
court sous-ensemble qui assemble deux raccordements d’extrémités différentes
3.1.6
phase dense
état (supercritique ou liquide) d’un fluide au-dessus de la pression critique
3.1.7
gaz sec
gaz présentant une température supérieure d’au moins 10 °C au point de rosée de l’eau à une
pression donnée
Note 1 à l’article: Voir l’ISO 21457:2010, 6.2.3.5.
3.1.8
puits de production de gaz
puits dans lequel le rapport gaz/liquide est compris entre 900 et 18 000 pour un gaz à condensat et
supérieur à 18 000 pour un gaz sec (3.1.7)
2 © ISO 2016 – Tous droits réservés
3.1.9
tubage intermédiaire
colonne installée entre les colonnes de surface (3.1.19) et de production (3.1.12)
Note 1 à l’article: Il peut y avoir plusieurs tubages intermédiaires permettant d’atteindre une plus grande
profondeur dans le puits
3.1.10
garniture d’étanchéité
packer
dispositif mécanique comportant un élément d’étanchéité, qui n’est pas placé dans un logement conçu
à cet effet, utilisé pour empêcher l’écoulement d’un fluide (liquide ou gaz) à travers l’espace annulaire
entre conduits en l’obturant
[SOURCE: ISO 14310:2008, 3.26]
3.1.11
indice de résistance à la corrosion par piqûres
PREN
indice 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 à l’article: Pour les besoins de la présente Norme internationale, l’indice PREN est calculé à l’aide de la
formule suivante:
PREN = w + 3,3 (w + 0,5w ) + 16w
Cr Mo W N
où
w est le pourcentage en masse de chrome présent dans l’alliage;
Cr
w est le pourcentage en masse de molybdène présent dans l’alliage;
Mo
w est le pourcentage en masse de tungstène présent dans l’alliage;
W
w est le pourcentage en masse d’azote présent dans l’alliage
N
[SOURCE: ISO 21457:2010, 3.1.18, modifiée.]
3.1.12
colonne de production
tube installé depuis la surface et destiné à revêtir la paroi d’un trou de forage, en isolant la zone de
production et/ou la zone d’injection
3.1.13
packer de production
garniture d’étanchéité (packer) (3.1.10) utilisée pour isoler l’espace annulaire A (3.1.1), conçue pour
empêcher l’écoulement de fluide en obturant le diamètre intérieur de la colonne de production (3.1.12)
3.1.14
joint de tube court
tube de cuvelage (3.1.2) ou de production de longueur inférieure à la Gamme 1
[SOURCE: ISO 11960:2014, 4.1.37, modifiée — Note 1 à l’article supprimée.]
3.1.15
décompression rapide du gaz
RGD
dépressurisation
décompression explosive
chute de pression rapide dans un système contenant du gaz sous haute pression, qui rompt l’équilibre
entre la pression de gaz externe et la concentration du gaz dissous à l’intérieur d’un polymère, avec
pour conséquence que le gaz en excès cherche des points de sortie dans tout le matériau en entraînant
une dilatation
Note 1 à l’article: Si le matériau est suffisamment grand et si la chute de pression est plus rapide que la vitesse de
diffusion naturelle du gaz, un cloquage ou une rupture peut se produire
[SOURCE: ISO 23936-2:2011, 3.1.10]
3.1.16
sabot
assemblage à profil arrondi vissé au cuvelage afin de guider la colonne de tubage dans le puits de forage
3.1.17
câble lisse
câble fin non électrique utilisé pour la mise en place et la récupération sélectives de matériel de puits de
forage, tel que bouchons obturateurs, appareils de mesure et vannes situés dans des mandrins à poche
latérale
3.1.18
état supercritique
état d’un fluide au-dessus de la pression et de la température critiques
3.1.19
tubage de surface
ensemble de tubes de grand diamètre situé dans le premier étage d’un puits
Note 1 à l’article: L’une de ses fonctions est d’assurer une résistance structurelle afin de suspendre les autres
colonnes de tubage
3.1.20
corrosion fissurante sous contrainte
SCC
fissuration d’un métal impliquant des processus anodiques de corrosion localisée et une contrainte de
traction (résiduelle et/ou appliquée), en présence d’eau et d’hydrogène sulfuré (H S)
Note 1 à l’article: Les paramètres influant sur la sensibilité à la SCC sont la température, le pH, les chlorures, les
oxydants, H S et CO .
2 2
[SOURCE: ISO 15156-1:2015, 3.21, modifiée — modification de l’ensemble de paramètres dans la Note 1
à l’article.]
3.1.21
rupture différée par H S
SSC
fissuration d’un métal associée à la corrosion et à une contrainte de traction (résiduelle et/ou appliquée)
en présence d’eau et d’hydrogène sulfuré (H S)
Note 1 à l’article: La rupture différée par H S est une rupture différée par l’hydrogène (HSC); elle implique la
fragilisation du métal par l’hydrogène dit «atomique» produit par le processus de corrosion acide à la surface
du métal. Le chargement en hydrogène est juste facilité par la présence de sulfures. L’hydrogène dit «atomique»
peut diffuser dans tout le métal, réduire sa ductilité et accroître sa sensibilité à la fissuration. Les matériaux
métalliques à haute résistance mécanique et les zones dures des soudures sont particulièrement sensibles à la
rupture différée par H S.
[SOURCE: ISO 15156-1:2015, 3.23]
4 © ISO 2016 – Tous droits réservés
3.1.22
olive de suspension de la colonne de production
dispositif supportant une colonne de production (3.1.23) dans la tête de puits au niveau de la ligne de boue
3.1.23
colonne de production
ensemble de tubes placé dans un puits afin de produire ou d’injecter des fluides
3.1.24
au câble
type d’équipement et technique(s) associée(s) utilisés pour réaliser diverses opérations dans un puits
en utilisant une longueur continue de câble solide (câble lisse) ou de câble à brins, un équipement de
bobinage approprié à la surface et un poids et des outils spécialisés fixés à l’extrémité du câble du côté
puits (fond de trou)
[SOURCE: ISO 17078-1:2004, 3.50]
3.2 Abréviations
CCS piégeage et stockage du carbone
CRA alliage résistant à la corrosion
EOR récupération assistée des hydrocarbures
FEPM copolymère de tétrafluoroéthylène et de propylène
FFKM perfluoroélastomère
FKM fluoroélastomère
GRE époxy renforcé de fibres de verre
HNBR caoutchouc nitrile butadiène hydrogéné
ID diamètre intérieur
PREN indice de résistance à la corrosion par piqûres
PA polyamide
PCTFE polychlorotrifluoréthylène
PEEK polyétheréthercétone
PP polypropylène
PTFE polytétrafluoréthylène
PVDF fluorure de polyvinylidène
RGD décompression rapide du gaz
pH S pression partielle de H S
2 2
pCO2 pression partielle de CO
SCCO2 état supercritique du CO
TFE/P copolymère de tétrafluoroéthylène et de propylène
WAG injection alternée d’eau et de gaz
4 Lignes directrices pour l’évaluation de la corrosion
4.1 Généralités
Le processus de sélection des matériaux doit prendre en compte l’ensemble des exigences légales et
réglementaires. Les critères de conception du projet, tels que la durée de vie calculée à la conception,
le programme d’inspection et de maintenance, le type et la fréquence des interventions et les
caractéristiques de sécurité et d’environnement, doivent être pris en compte.
En général, il convient que le processus de sélection des matériaux soit strictement appliqué pour
assurer la fiabilité du fonctionnement pendant toute la durée de vie de l’installation telle que calculée
à la conception. Lors de la conception des installations en mer, il convient de prêter une attention
particulière à l’accès pour la maintenance et les réparations.
Les scénarios possibles couverts par la présente Norme internationale sont les suivants:
a) puits d’injection;
1) injection de gaz à haute teneur en CO (en présence ou non de H S);
2 2
2) injection alternée de gaz à haute teneur en CO (en présence ou non de H S) et d’eau (WAG);
2 2
b) puits de production de gaz à haute teneur en CO (en présence ou non de H S).
2 2
Les matériaux des tubes et des équipements de fond exposés aux fluides produits ou injectés doivent
être choisis en fonction de leur corrosivité en tenant compte des conditions de service pendant toute la
durée de vie des puits. Les principaux paramètres sont le pH, la teneur en CO , H S, la présence de O et
2 2 2
d’autres contaminants (tels que NO , SO , soufre élémentaire, mercure, etc.), la composition chimique
x x
de l’eau, la température et la pression. En présence de H S dans le flux, les matériaux doivent être
conformes à l’ISO 15156 (toutes les parties).
Pour les pressions partielles de CO considérées dans la présente Norme internationale (supérieures
à 1 MPa), l’utilisation d’acier au carbone est possible uniquement pour l’injection de gaz sec. La
condensation de l’eau dans des conditions transitoires ou perturbées doit être prise en compte.
La corrosivité des fluides dans les puits WAG dépendra des caractéristiques de l’eau et du gaz injecté. Le
mélange et la réaction chimique entre le CO et l’eau doivent être pris en compte. Le CO dissous réagit
2 2
avec l’eau (eau injectée et eau naturelle de la formation) pour former de l’acide carbonique qui, au fil du
temps, peut provoquer une corrosion sévère.
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, doivent être pris en compte
pour les composants et les conditions de conception concernés. Les étapes de transport, de stockage,
d’installation, d’essais et de préservation des matériaux doivent également être prises en compte.
Les propriétés mécaniques pour les conditions techniques de livraison des différentes qualités de
matériau doivent être conformes à l’ISO 11960 et à l’ISO 13680.
De plus, les points suivants peuvent également avoir une incidence significative sur les performances
des matériaux choisis:
— dommages dus à la corrosion liée aux injections de produits chimiques (solutions acides,
détartrants, etc.);
6 © ISO 2016 – Tous droits réservés
— érosion/corrosion-érosion;
— dommages aux couches passives ou aux revêtements internes des surfaces intérieures dus au
passage des outils de travail au câble;
— fissuration induite par l’environnement/corrosion dues aux fluides de complétion (dans l’esp
...
Questions, Comments and Discussion
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