ISO 15156-2:2009

Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons

ISO 15156-2:2009 gives requirements and recommendations for the selection and qualification of carbon and low-alloy steels for service in equipment used in oil and natural gas production and natural gas treatment plants in H2S‑containing environments, whose failure can pose a risk to the health and safety of the public and personnel or to the environment. ISO 15156-2:2009 can be applied to help to avoid costly corrosion damage to the equipment itself. It supplements, but does not replace, the materials requirements of the appropriate design codes, standards or regulations. ISO 15156-2:2009 addresses the resistance of these steels to damage that can be caused by sulfide stress‑cracking (SSC) and the related phenomena of stress‑oriented hydrogen‑induced cracking (SOHIC) and soft‑zone cracking (SZC). ISO 15156-2:2009 also addresses the resistance of these steels to hydrogen‑induced cracking (HIC) and its possible development into stepwise cracking (SWC). ISO 15156-2:2009 is concerned only with cracking. Loss of material by general (mass loss) or localized corrosion is not addressed. Tables are included that give a non-exhaustive list of equipment to which ISO 15156-2:2009 is applicable, including permitted exclusions, lists of SSC‑resistant carbon and low alloy steels, and requirements for the use of cast irons. ISO 15156-2:2009 applies to the qualification and selection of materials for equipment designed and constructed using conventional elastic design criteria, including designs utilizing plastic criteria (e.g. strain‑based and limit‑state designs). ISO 15156-2:2009 is not necessarily suitable for application to equipment used in refining or downstream processes and equipment.

Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans des environnements contenant de l'hydrogène sulfuré (H2S) dans la production de pétrole et de gaz — Partie 2: Aciers au carbone et aciers faiblement alliés résistants à la fissuration, et utilisation de fontes

L'ISO 15156-2:2009 spécifie des exigences et donne des recommandations concernant la sélection et la qualification des aciers au carbone et des aciers faiblement alliés dans des équipements utilisés pour la production de pétrole et de gaz naturel et dans des installations de traitement de gaz naturel en milieux contenant de l'hydrogène sulfuré (H2S), où toute défaillance peut présenter un risque pour la santé et la sécurité du public et du personnel ou pour l'environnement. L'ISO 15156-2:2009 peut aussi aider à prévenir les endommagements coûteux des équipements eux-mêmes dus à la corrosion. Elle complète, sans toutefois s'y substituer, les exigences concernant les matériaux dans les codes de construction, normes ou autres réglementations appropriés. L'ISO 15156-2:2009 traite de la résistance de ces aciers aux dommages pouvant être causés par la rupture différée par H2S (SSC, sulfide stress-cracking) ainsi que des phénomènes connexes de la décohésion interne sous contrainte (SOHIC, stress‑oriented hydrogen‑induced cracking) et de la fissuration des zones de plus faible dureté (SZC, soft‑zone cracking). Elle traite également de la résistance de ces aciers à la décohésion interne (HIC, hydrogen‑induced cracking) et au développement possible de cette décohésion en fissuration en gradins (SWC, stepwise cracking). Elle ne porte que sur la fissuration. La perte de matériau par corrosion générale (perte de masse) ou localisée n'est pas étudiée. Elle donne une liste non exhaustive d'équipements relevant du domaine d'application et des équipements pouvant en être exclus. Elle s'applique à la qualification et à la sélection des matériaux pour les équipements conçus et construits sur la base des critères de calcul élastiques traditionnels. L'application de l'ISO 15156-2:2009 ne convient pas nécessairement aux processus et équipements de raffinage ou en aval.

General Information

• Status: Withdrawn
• Publication Date: 13-Oct-2009
• Withdrawal Date: 13-Oct-2009
• 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 7 - Corrosion resistant materials
• Current Stage: 9599 - Withdrawal of International Standard
• Start Date: 20-Aug-2015
• Completion Date: 13-Dec-2025

Relations

• Revised: ISO 15156-2:2015 - Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons
• Effective Date: 24-May-2014
• Revises: ISO 15156-2:2003 - Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons
• Effective Date: 04-Feb-2009

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 15156-2
Second edition
2009-10-15
Petroleum and natural gas industries —
Materials for use in H S-containing
environments in oil and gas
production —
Part 2:
Cracking-resistant carbon and low-alloy
steels, and the use of cast irons
Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour utilisation dans
des environnements contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) dans la
production de pétrole et de gaz —
Partie 2: Aciers au carbone et aciers faiblement alliés résistants à la
fissuration, et utilisation de fontes

Reference number
©
ISO 2009
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E-mail [e-mail]
Web www.iso.org
Published in Switzerland
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Contents Page
Foreword .iv
Introduction.v
1 Scope.1
2 Normative references.2
3 Terms and definitions .3
4 Symbols and abbreviated terms .6
5 Purchasing information .7
6 Factors affecting the behaviour of carbon and low alloy steels in H S-containing
environments .7
7 Qualification and selection of carbon and low-alloy steels with resistance to SSC, SOHIC
and SZC .8
8 Evaluation of carbon and low alloy steels for their resistance to HIC/SWC .17
9 Marking, labelling and documentation.17
Annex A (normative) SSC-resistant carbon and low alloy steels (and requirements and
recommendations for the use of cast irons) .18
Annex B (normative) Qualification of carbon and low-alloy steels for H S service by laboratory
testing.27
Annex C (informative) Determination of H S partial pressure .35
Annex D (informative) Recommendations for determining pH .37
Annex E (informative) Information that should be supplied for material purchasing .42
Bibliography.44

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 15156-2 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 15156-2:2003), of which it constitutes a minor
revision, specifically by the following:
⎯ inclusion of the requirements for welding-procedure qualification for overlay welding;
⎯ inclusion of changes to the limitations that apply to Table A.1 on weld hardness;
⎯ inclusion of the ISO equivalents of ASTM hardness standards;
⎯ inclusion of a small number of other technical changes;
⎯ inclusion of changes to make the intent of the text clearer and to correct editorial errors.
ISO 15156 consists of the following parts, under the general title Petroleum and natural gas industries —
Materials for use in H S-containing environments in oil and gas production:
⎯ Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials
⎯ Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons
⎯ Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys
iv © ISO 2009 – All rights reserved

Introduction
The consequences of sudden failures of metallic oil and gas field components, associated with their exposure
to H S-containing production fluids, led to the preparation of the first edition of NACE MR0175, which was
published in 1975 by the National Association of Corrosion Engineers, now known as NACE International.
The original and subsequent editions of NACE MR0175 established limits of H S partial pressure above which
precautions against sulfide stress-cracking (SSC) were always considered necessary. They also provided
guidance for the selection and specification of SSC-resistant materials when the H S thresholds were
exceeded. In more recent editions, NACE MR0175 has also provided application limits for some
corrosion-resistant alloys, in terms of environmental composition and pH, temperature and H S partial
pressures.
In separate developments, the European Federation of Corrosion issued EFC Publication 16 in 1995 and EFC
Publication 17 in 1996. These documents are generally complementary to those of NACE though they differed
in scope and detail.
In 2003, the publication of the three parts of ISO 15156 and NACE MR0175/ISO 15156 was completed for the
first time. These technically identical documents utilized the above sources to provide requirements and
recommendations for materials qualification and selection for application in environments containing wet H S
in oil and gas production systems. They are complemented by NACE TM0177 and NACE TM0284 test
methods.
The revision of this part of ISO 15156 involves a consolidation of all changes agreed and published in the
Technical Corrigendum 1, ISO 15156-2:2003/Cor.1:2005 and by the Technical Circular 1,
ISO 15156-2:2001/Cir.1:2007(E), published by the ISO 15156 maintenance agency secretariat at DIN, Berlin.
The changes were developed by, and approved by the ballot of, representative groups from within the oil and
gas production industry. The great majority of these changes stem from issues raised by document users. A
description of the process by which these changes were approved can be found at the ISO 15156
maintenance website www.iso.org/iso15156maintenance.
When found necessary by oil and gas production industry experts, future interim changes to this part of
ISO 15156 will be processed in the same way and will lead to interim updates to this part of ISO 15156 in the
form of Technical Corrigenda or Technical Circulars. Document users should be aware that such documents
can exist and can impact the validity of the dated references in this part of ISO 15156.
The ISO 15156 maintenance agency at DIN was set up after approval by the ISO Technical Management
Board given in document 34/2007. This document describes the make up of the agency, which includes
experts from NACE, EFC and ISO/TC 67/WG 7, and the process for approval of amendments. It is available
from the ISO 15156 maintenance website and from the ISO/TC 67 Secretariat. The website also provides
access to related documents that provide more detail of ISO 15156 maintenance activities.

INTERNATIONAL STANDARD ISO 15156-2:2009(E)

Petroleum and natural gas industries — Materials for use in
H S-containing environments in oil and gas production —
Part 2:
Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of
cast irons
WARNING — Carbon and low-alloy steels and cast irons selected using this part of ISO 15156 are
resistant to cracking in defined H S-containing environments in oil and gas production but not
necessarily immune to cracking under all service conditions. It is the equipment user's responsibility
to select the carbon and low alloy steels and cast irons suitable for the intended service.
1 Scope
This part of ISO 15156 gives requirements and recommendations for the selection and qualification of carbon
and low-alloy steels for service in equipment used in oil and natural gas production and natural gas treatment
plants in H S-containing environments, whose failure can pose a risk to the health and safety of the public and
personnel or to the environment. It can be applied to help to avoid costly corrosion damage to the equipment
itself. It supplements, but does not replace, the materials requirements of the appropriate design codes,
standards or regulations.
This part of ISO 15156 addresses the resistance of these steels to damage that can be caused by sulfide
stress-cracking (SSC) and the related phenomena of stress-oriented hydrogen-induced cracking (SOHIC) and
soft-zone cracking (SZC).
This part of ISO 15156 also addresses the resistance of these steels to hydrogen-induced cracking (HIC) and
its possible development into stepwise cracking (SWC).
This part of ISO 15156 is concerned only with cracking. Loss of material by general (mass loss) or localized
corrosion is not addressed.
Table 1 provides a non-exhaustive list of equipment to which this part of ISO 15156 is applicable, including
permitted exclusions.
This part of ISO 15156 applies to the qualification and selection of materials for equipment designed and
constructed using conventional elastic design criteria. For designs utilizing plastic criteria (e.g. strain-based
and limit-state designs), see ISO 15156-1:2009, Clause 5.
Annex A lists SSC-resistant carbon and low alloy steels, and A.2.4 includes requirements for the use of cast
irons.
This part of ISO 15156 is not necessarily suitable for application to equipment used in refining or downstream
processes and equipment.
Table 1 — List of equipment
ISO 15156 is applicable to materials used
Permitted exclusions
for the following equipment
Drilling, well construction and well-servicing equipment Equipment exposed only to drilling fluids of controlled
a
composition
Drill bits
b
Blowout preventer (BOP) shear blades
Drilling riser systems
Work strings
c
Wireline and wireline equipment
Surface and intermediate casing
d
Wells, including subsurface equipment, gas lift equipment, Sucker rod pumps and sucker rods
wellheads and christmas trees
Electric submersible pumps
Other artificial lift equipment
Slips
Flow-lines, gathering lines, field facilities and field Crude oil storage and handling facilities operating at a total

processing plants
absolute pressure below 0,45 MPa (65 psi)
Water-handling equipment Water-handling facilities operating at a total absolute

pressure below 0,45 MPa (65 psi)
Water injection and water disposal equipment
Natural gas treatment plants —
Transportation pipelines for liquids, gases and multiphase Lines handling gas prepared for general commercial and
fluids domestic use
For all equipment above Components loaded only in compression
a
See A.2.3.2.3 for more information.
b
See A.2.3.2.1 for more information.
c
Wireline lubricators and lubricator connecting devices are not permitted exclusions.
d
For sucker rod pumps and sucker rods, reference can be made to NACE MR0176.
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 6506-1, Metallic materials — Brinell hardness test — Part 1: Test method
ISO 6507-1, Metallic materials — Vickers hardness test — Part 1: Test method
ISO 6508-1, Metallic materials — Rockwell hardness test — Part 1: Test method (scales A, B, C, D, E, F, G, H,
K, N, T)
ISO 6892-1, Metallic materials — Tensile testing — Part 1: Method of test at room temperature
ISO 10423, Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Wellhead and
christmas tree equipment
ISO 15156-1:2009, Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing environments
in oil and gas production — Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials
ISO 15156-3:2009, Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-containing environments
in oil and gas production — Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys
2 © ISO 2009 – All rights reserved

1)
NACE TM0177-05 , Laboratory testing of metals for resistance to sulfide stress cracking and stress corrosion
cracking in H S environments
NACE TM0284, Evaluation of pipeline and pressure vessel steels for resistance to hydrogen-induced cracking
2)
EFC Publications Number 16 , Guidelines on materials requirements for carbon and low alloy steels for
H S-containing environments in oil and gas production
3)
SAE AMS-2430P , Shot Peening, Automatic
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 15156-1 and the following apply.
3.1
Brinell hardness
HBW
hardness value, measured in accordance with ISO 6506-1, normally using a 10 mm diameter tungsten ball
and a force of 29,42 kN
NOTE For the purposes of this provision, ASTM E10 is equivalent to ISO 6506-1.
3.2
bubble-point pressure
p
B
pressure under which gas bubbles form in a liquid at a particular operating temperature
See Clause C.2.
3.3
burnish
process of smoothing surfaces using frictional contact between the material and some other hard pieces of
material, such as hardened steel balls
3.4
casting
metal that is obtained at or near its finished shape by the solidification of molten metal in a mould
3.5
cast iron
iron-carbon alloy containing approximately 2 % to 4 % mass fraction carbon
3.5.1
grey cast iron
cast iron that displays a grey fracture surface due to the presence of flake graphite
3.5.2
white cast iron
cast iron that displays a white fracture surface due to the presence of cementite

1) NACE International, P.O. Box 2183140, Houston, Texas 77218-8340, USA.
2) European Federation of Corrosion, available from The Institute of Materials, 1 Carlton House Terrace, London SW1Y
5DB, UK [ISBN 0-901716-95-2].
3) Society of Automotive Engineers (SAE), 400 Commonwealth Drive, Warrendale, PA 15096-0001 USA.
3.5.3
malleable cast iron
white cast iron that is thermally treated to convert most or all of the cementite to graphite (temper carbon)
3.5.4
ductile cast iron
nodular cast iron
cast iron that has been treated while molten with an element (usually magnesium or cerium) that spheroidizes
the graphite
3.6
cementite
microstructural constituent of steels composed principally of iron carbide (Fe C)
3.7
cold working
cold deforming
cold forging
cold forming
deforming metal plastically under conditions of temperature and strain rate that induce strain-hardening,
usually, but not necessarily, conducted at room temperature
3.8
fitness-for-purpose
suitability for use under the expected service conditions
3.9
free-machining steel
steel to which elements such as sulfur, selenium and lead have been added intentionally to improve
machineability
3.10
lower critical temperature
temperature of a ferrous metal at which austenite begins to form during heating or at which the transformation
of austenite is completed during cooling
3.11
nitriding
case-hardening process in which nitrogen is introduced into the surface of metallic materials (most commonly
ferrous alloys)
EXAMPLES Liquid nitriding, gas nitriding, ion nitriding and plasma nitriding.
3.12
normalizing
heating a ferrous metal to a suitable temperature above the transformation range (austenitizing), holding at
temperature for a suitable time and then cooling in still air (or protective atmosphere) to a temperature
substantially below the transformation range
3.13
plastically deformed
permanently deformed by stressing beyond the limit of elasticity, i.e. the limit of proportionality of stress to
strain
3.14
pressure-containing parts
those parts whose failure to function as intended results in a release of retained fluid to the atmosphere
EXAMPLES Valve bodies, bonnets and stems.
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3.15
quenched and tempered
quench hardened and then tempered
3.16
Rockwell C hardness
HRC
hardness value, measured in accordance with ISO 6508, obtained using a diamond cone indenter and a force
of 1 471 N
NOTE For the purposes of this provision, ASTM E18 is equivalent to ISO 6508-1.
3.17
shot peening
inducing compressive stresses in the surface layer of a material by bombarding it with a selected medium
(usually round steel shot) under controlled conditions
3.18
stress relieving
heating a metal to a suitable temperature, holding at that temperature long enough to reduce residual stresses,
and then cooling slowly enough to minimize the development of new residual stresses
3.19
tempering
heat treatment by heating to a temperature below the lower critical temperature, for the purpose of decreasing
the hardness and increasing the toughness of hardened steel, hardened cast iron and, sometimes, normalized
steel
3.20
tensile strength
ultimate strength
ratio of maximum load to original cross-sectional area
See ISO 6892-1.
3.21
test batch
group of items representing a production batch whose conformity with a specified requirement can be
determined by testing representative samples in accordance with a defined procedure
3.22
tubular component
cylindrical component (pipe) having a longitudinal hole, used in drilling/production operations for conveying
fluids
3.23
Vickers hardness
HV
hardness value, measured in accordance with ISO 6507-1, obtained using a diamond pyramid indenter and
one of a variety of possible applied loads
NOTE For the purposes of this provision, ASTM E92 is equivalent to ISO 6507-1.
3.24
weldment
that portion of a component on which welding has been performed, including the weld metal, the heat-affected
zone (HAZ), and the adjacent parent metal
3.25
weld metal
that portion of a weldment that has been molten during welding
3.26
wrought metal
metal in the solid condition that is formed to a desired shape by working (rolling, extruding, forging, etc.),
usually at an elevated temperature
4 Symbols and abbreviated terms
For the purposes of this document, the abbreviated terms given in ISO 15156-1 and the following apply.
AYS actual yield strength
CLR crack length ratio
CR c-ring (test)
CSR crack surface ratio
CTR crack thickness ratio
DCB double cantilever beam (test)
FPB four-point bend (test)
HBW Brinell hardness
HIC hydrogen-induced cracking
HRC Rockwell hardness (scale C)
HSC hydrogen stress cracking
HV Vickers hardness
OCTG oil country tubular goods, i.e. casing, tubing and drill pipe
p partial pressure of H S
H S 2
R 0,2 % proof stress in accordance with ISO 6892-1
p0,2
SMYS specified minimum yield strength
SOHIC stress-oriented hydrogen-induced cracking
SSC sulfide stress-cracking
SWC stepwise cracking
SZC soft-zone cracking
T temperature
UNS Unified Numbering System (from SAE-ASTM, Metals and alloys in the Unified Numbering System)
UT uniaxial tensile (test)
6 © ISO 2009 – All rights reserved

5 Purchasing information
5.1 The preparation of material purchasing specifications can require co-operation and exchange of data
between the equipment user, the equipment supplier and the material manufacturer to ensure that the
material purchased complies with ISO 15156-1 and this part of ISO 15156.
5.2 The following information shall be provided:
⎯ preferred material types and/or grades (if known);
⎯ equipment type (if known);
⎯ reference to this part of ISO 15156;
⎯ acceptable bases for selection of materials for SSC resistance; see Clause 7;
⎯ requirements for HIC resistance; see Clause 8.
5.3 The equipment user and the equipment supplier/material manufacturer may agree that carbon or low-
alloy steels other than those described and/or listed in Annex A may be selected subject to suitable
qualification testing in accordance with Annex B and ISO 15156-1. The qualification requirements may be
extended to include resistance to SOHIC and SZC.
If the purchaser intends to make use of such agreements, extensions and qualifications, the appropriate
additional information shall be clearly indicated in the materials purchasing specification. This information may
include
⎯ requirements for SSC testing; see 7.1, 7.2,
⎯ service conditions for specific sour-service application, and
⎯ other special requirements.
5.4 Annex C describes how to calculate the H S partial pressure and Annex D gives guidance on how to
determine the pH-value of a fluid.
5.5 The information required for material purchasing shall be entered on suitable data sheets. Suggested
formats are given in Annex E.
6 Factors affecting the behaviour of carbon and low alloy steels in H S-containing
environments
The behaviour of carbon and low-alloy steels in H S-containing environments is affected by complex
interactions of parameters, including the following:
a) chemical composition, method of manufacture, product form, strength, hardness of the material and its
local variations, amount of cold work, heat-treatment condition, microstructure, microstructural uniformity,
grain size and cleanliness of the material;
b) H S partial pressure or equivalent concentration in the water phase;
c) chloride ion concentration in the water phase;
d) acidity (pH) of the water phase;
e) presence of sulfur or other oxidants;
f) exposure to non-production fluids;
g) exposure temperature;
h) total tensile stress (applied plus residual);
i) exposure time.
These factors shall be considered when using this part of ISO 15156 for the selection of materials suitable for
environments containing H S in oil and gas production systems.
7 Qualification and selection of carbon and low-alloy steels with resistance to SSC,
SOHIC and SZC
7.1 Option 1 — Selection of SSC-resistant steels (and cast irons) using Clause A.2
7.1.1 For p < 0,3 kPa (0,05 psi)
H S
The selection of materials for SSC resistance for p below 0,3 kPa (0,05 psi) is not considered in detail in
H S
this part of ISO 15156. Normally, no special precautions are required for the selection of steels for use under
these conditions, nevertheless, highly susceptible steels can crack. Additional information on factors affecting
susceptibility of steels and attack by cracking mechanisms other than SSC is given in 7.2.1.
7.1.2 For p W 0,3 kPa (0,05 psi)
H S
If the partial pressure of H S in the gas is equal to or greater than 0,3 kPa (0,05 psi), SSC-resistant steels
shall be selected using Clause A.2.
NOTE 1 The steels described or listed in Clause A.2 are considered resistant to SSC in oil and natural-gas production
and natural-gas treatment plants.
NOTE 2 Users concerned with the occurrence of SOHIC and/or SZC can refer to Option 2; see 7.2.2.
NOTE 3 For HIC and SWC, refer to Clause 8.
7.2 Option 2 — Selection of steels for specific sour-service applications or for ranges of
sour service
7.2.1 Sulfide stress-cracking
7.2.1.1 General
Option 2 allows the user to qualify and select materials for sulfide stress-cracking (SSC) resistance for specific
sour-service applications or for ranges of sour service.
The use of option 2 can require knowledge of both the in situ pH and the H S partial pressure and their
variations with time; see ISO 15156-1.
Option 2 facilitates the purchase of bulk materials, such as OCTG or line pipe, where the economic incentive
to use materials not described nor listed in Annex A outweighs the additional qualification and other costs that
can be incurred. Steels for other equipment may also be qualified. In some cases, this requires an agreement
between the supplier and the equipment user with respect to test and acceptance requirements. Such
agreements shall be documented.
Option 2 can also facilitate fitness-for-purpose evaluations of existing carbon or low-alloy steel equipment
exposed to sour-service conditions more severe than assumed in the current design.
8 © ISO 2009 – All rights reserved

7.2.1.2 SSC regions of environmental severity
The severity of the sour environment, determined in accordance with ISO 15156-1, with respect to the SSC of
a carbon or low-alloy steel shall be assessed using Figure 1. In defining the severity of the H S-containing
environment, the possibility of exposure to unbuffered, condensed aqueous phases of low pH during upset
operating conditions or downtime, or to acids used for well stimulation and/or the backflow of stimulation acid
after reaction should be considered.

Key
X H S partial pressure, expressed in kilopascals
Y in situ pH
0 region 0
1 SSC region 1
2 SSC region 2
3 SSC region 3
NOTE 1 The discontinuities in the figure below 0,3 kPa (0,05 psi) and above 1 MPa (150 psi) partial pressure H S
reflect uncertainty with respect to the measurement of H S partial pressure (low H S) and the steel’s performance outside
2 2
these limits (for both low and high H S).
NOTE 2 Guidance on the calculation of H S partial pressure is given in Annex C.
NOTE 3 Guidance on the calculation of pH is given in Annex D.
Figure 1 — Regions of environmental severity
with respect to the SSC of carbon and low-alloy steels
7.2.1.3 Region 0 — For p < 0,3 kPa (0,05 psi)
H S
Normally, no precautions are required for the selection of steels for use under these conditions. Nevertheless,
a number of factors, as follows, that can affect a steel's performance in this region should be considered.
⎯ Steels that are highly susceptible to SSC and HSC can crack.
⎯ A steel's physical and metallurgical properties affect its inherent resistance to SSC and HSC; see
Clause 6.
⎯ Very high-strength steels can suffer HSC in aqueous environments without H S. Above about 965 MPa
(140 ksi) yield strength, attention should be given to steel composition and processing to ensure that
these steels do not exhibit SSC or HSC in region 0 environments.
⎯ Stress concentrations increase the risk of cracking.
7.2.1.4 SSC regions 1, 2 and 3
Referring to the regions of severity of the exposure as defined in Figure 1, steels for region 1 may be selected
using Clause A.2, A.3 or A.4; steels for region 2 may be selected using Clause A.2 or A.3; and steels for
region 3 may be selected using Clause A.2.
In the absence of suitable choices from Annex A, carbon and low-alloy steels may be tested and qualified for
use under specific sour-service conditions or for use throughout a given SSC region. Testing and qualification
shall be in accordance with ISO 15156-1 and Annex B.
Documented field experience may also be used as the basis for material selection for a specific sour-service
application; see ISO 15156-1.
7.2.2 SOHIC and SZC
The user should consider SOHIC and SZC, as defined in ISO 15156-1, when evaluating carbon steels in plate
form and their welded products for sour service in H S-containing environments.
Clause B.4 provides guidance on test methods and acceptance criteria to evaluate resistance to SOHIC and
SZC.
NOTE The occurrence of these phenomena is rare and they are not well understood. They have caused sudden
failures in parent steels (SOHIC) and in the HAZ of welds (SOHIC and SZC). Their occurrence is thought to be restricted
to carbon steels. The presence of sulfur or oxygen in the service environment is thought to increase the probability of
damage by these mechanisms.
7.3 Hardness requirements
7.3.1 General
The hardness of parent materials and of welds and their heat-affected zones play important roles in
determining the SSC resistance of carbon and low alloy steels. Hardness control can be an acceptable means
of obtaining SSC resistance.
7.3.2 Parent metals
If hardness measurements on parent metal are specified, sufficient hardness tests shall be made to establish
the actual hardness of the steel being examined. Individual HRC readings exceeding the value permitted by
this part of ISO 15156 may be considered acceptable if the average of several readings taken within close
proximity does not exceed the value permitted by this part of ISO 15156 and no individual reading is greater
than 2 HRC above the specified value. Equivalent requirements shall apply to other methods of hardness
measurement when specified in this part of ISO 15156 or referenced in a manufacturing specification.
NOTE The number and location of hardness tests on parent metal are not specified in ISO 15156.
10 © ISO 2009 – All rights reserved

For ferritic steels, EFC Publication 16 shows graphs for the conversion of hardness readings, from
Vickers (HV) to Rockwell (HRC) and from Vickers (HV) to Brinell (HBW), derived from the tables of
ASTM E140 and ISO 18265. Other conversion tables also exist. Users may establish correlations for
individual materials.
7.3.3 Welds
7.3.3.1 General
The metallurgical changes that occur on welding carbon and low-alloy steels affect their susceptibility to SSC,
SOHIC and SZC.
Processes and consumables should be selected in accordance with good practice and to achieve the required
cracking resistance.
Welding shall be carried out in compliance with appropriate codes and standards as agreed between the
supplier and the purchaser. Welding procedure specifications (WPSs) and procedure qualification records
(PQRs) shall be available for inspection by the equipment user.
The qualification of welding procedures for sour service shall include hardness testing in accordance with
7.3.3.2, 7.3.3.3 and 7.3.3.4.
7.3.3.2 Hardness testing methods for welding procedure qualification
Hardness testing for welding procedure qualification shall normally be carried out using the Vickers HV 10 or
HV 5 method in accordance with ISO 6507-1, or the Rockwell method in accordance with ISO 6508-1 using
the 15N scale.
NOTE For the purposes of this provision, ASTM E92 is equivalent to ISO 6507-1 and ASTM E18 is equivalent to
ISO 6508-1.
The HRC method may be used for welding procedure qualification if the design stress does not exceed two-
thirds of SMYS and the welding procedure specification includes post-weld heat treatment. The use of the
HRC method for welding procedure qualification in all other cases shall require the agreement of the
equipment user.
NOTE Hardness surveys using the Vickers or Rockwell 15N testing method produce a more detailed picture of weld
hardness and its variations. Hardness surveys using the HRC testing method might not detect small zones in welds or
HAZs where the hardness exceeds the acceptance criteria for the Vickers or Rockwell 15N testing method. The
significance of such small hard zones is not well understood.
The use of other hardness testing methods shall require the agreement of the equipment user.
The Vickers or Rockwell 15N hardness testing method shall be used for the qualification of alternative weld-
hardness acceptance criteria as permitted in 7.3.3.4.
7.3.3.3 Hardness surveys for welding procedure qualification
Vickers hardness surveys shall be in accordance with Figure 2 for butt welds, Figure 3 for fillet welds and
Figure 4 for repair and partial penetration welds. HRC surveys of butt welds shall be in accordance with
Figure 5. Survey requirements for other joint configurations shall be developed from these figures.
Hardness surveys for qualification of overlay welding procedures shall be in accordance with Figure 6.
Dimensions in millimetres
Key
A weld heat-affected zone (visible after etching)
B lines of survey
C hardness impressions: Impressions 2, 3, 6, 7, 10, 11, 14, 15, 17 and 19 should be entirely within the heat-affected
zone and located as close as possible to the fusion boundary between the weld metal and the heat-affected zone.
The top line of survey should be positioned so that impressions 2 and 6 coincide with the heat-affected zone of the final
run or change of profile of the fusion line associated with the final run.
Figure 2 — Butt-weld survey method for Vickers hardness measurement
12 © ISO 2009 – All rights reserved

Dimensions in millimetres
Key
A weld heat-affected zone (visible after etching)
B line of survey
C line of survey, parallel to line B and passing through the fusion boundary between the weld metal and the heat-
affected zone at the throat
D hardness impressions: Impressions 3, 6, 10 and 12 should be entirely within the heat-affected zone and located as
close as possible to the fusion boundary between the weld metal and the heat-affected zone.
Figure 3 — Fillet weld
Dimensions in millimetres
Key
A original weld heat-affected zone
B repair-weld heat-affected zone
C parallel lines of survey
D hardness impressions: Impressions in the heat-affected zone should be located as close as possible to the fusion
boundary.
The top line of survey should be positioned so that the heat-affected zone impressions coincide with the heat-affected
zone of the final run or change in profile of the cap of fusion line associated with the final run.
Figure 4 — Repair and partial penetration welds
14 © ISO 2009 – All rights reserved

Dimensions in millimetres
Key
A weld
B weld heat-affected zone (visible after etching)
C parent metal
D lines of survey
E hardness impressions: Impressions in the weld heat-affected zone should be located within 2 mm of the fusion
boundary.
Figure 5 — Butt weld survey method for Rockwell hardness measurements
Dimensions in millimetres
Key
A weld heat-affected zone (visible after etching)
B lines of hardness survey indentations 1 to 12
C layer of weld overlay (visible after etching)
D hardness impressions
The Rockwell C hardness measurement method may be used subject to the requirements of 7.3.3.2. HRC hardness
impressions in the HAZ shall be located within 2 mm of the fusion boundary.
a
Using the Vickers or Rockwell 15N measurement methods, hardness impressions 2, 6 and 10 should be entirely
within the heat-affected zone and located as close as possible to, but no more than 1 mm from, the fusion boundary
between the weld overlay and HAZ.
Figure 6 — Weld overlay
7.3.3.4 Hardness acceptance criteria for welds
Weld hardness acceptance criteria for steels selected using option 1 (see 7.1) shall be as specified in A.2.1.4.
Alternative weld hardness acceptance criteria may be established from successful SSC testing of welded
samples. SSC testing shall be in accordance with Annex B.
Weld-hardness acceptance criteria for steels qualified and/or selected using option 2 (see 7.2) may be
established from successful SSC testing of welded samples. SSC testing shall be in accordance with Annex B.
7.4 Other fabrication methods
For steels that are subject to hardness change caused by fabrication methods other than welding, hardness
testing shall be specified as part of the qualification of the fabrication process. Hardness testing shall be
specified as part of the qualification of burning/cutting processes if any HAZ remains in the final product. The
requirements, interpreted for the fabrication method, and hardness acceptance criteria of 7.3 shall apply.
The form and location of the samples for evaluation and testing shall be acceptable to the equipment user.
16 © ISO 2009 – All rights reserved

8 Evaluation of carbon and low alloy steels for their resistance to HIC/SWC
The equipment user shall consider HIC/SWC as defined in ISO 15156-1 when evaluating flat-rolled carbon
steel products for sour service environments containing even trace amounts of H S and shall consider
HIC/SWC testing of these products. Annex B provides guidance on test methods and acceptance criteria to
evaluate resistance to HIC/SWC.
The probability of HIC/SWC is influenced by steel chemistry and manufacturing route. The level of sulfur in the
steel is of particular importance, typical maximum acceptable levels for flat-rolled and seamless products are
0,003 % mass fraction and 0,01 % mass fraction, respectively. Conventional forgings with sulfur levels less
than 0,025 % mass fraction, and castings, are not normally considered sensitive to HIC or SOHIC.
NOTE 1 HIC/SWC leading to loss of containment has occurred only rarely in seamless pipe and other products that are
not flat-rolled. Furthermore, seamless pipe manufactured using modern technology is much less sensitive to HIC/SWC
than older products. Hence, there can be benefits in evaluating seamless pipe for HIC/SWC resistance for applications
where the potential consequences of failure make this justifiable.
NOTE 2 The presence of rust, sulfur or oxygen, particularly together with chloride, in the service environment is
thought to increase the probability of damage.
9 Marking, labelling and documentation
Materials complying with this part of ISO 15156 shall be made traceable, preferably by marking, before
delivery. Suitable labelling or documentation is also acceptable.
For materials qualified and selected for a special application in accordance with Annex B, traceability shall
include reference to the environmental conditions of the special application.
The equipment user may request the equipment or materials supplier to provide documentation of the
materials used in equipment or components and their environmental service limits as defined in this part of
ISO 15156.
The tables in Annex E provide designations that may be used to identify materials.
Annex A
(normative)
SSC-resistant carbon and low alloy steels (and requirements and
recommendations for the use of cast irons)
A.1 General
This annex describes and lists SSC-resistant carbon and low alloy steels. Requirements for the use of cast
irons are given in A.2.4.
Steels complying with this annex might not resist SOHIC, SZC, HIC or SWC without the specification of
additional requirements; see 7.2.2 and/or Clause 8.
NOTE Clause A.2 is consistent with the previously established requirements of NACE MR0175.
At the time of publication of this part of ISO 15156, there are no listings of steels approved for SSC region 2
(Clause A.3) or SSC region 1 (Clause A.4). Therefore Clauses A.3 and A.4 indicate only properties typical of
steels that are expected to be suitable for use under the defined conditions.
A.2 SSC-resistant carbon and low-alloy steels and the use of cast irons
A.2.1 General requirements for carbon and low alloy steels
A.2.1.1 General
Carbon and low-alloy steels shall comply with A.2.1.2 through A.2.1.9.
Carbon and low-alloy steels, products and components that comply with Clause A.2 are, with stated
exceptions, qualified in accordance with this part of ISO 15156 without further SSC testing. Nevertheless, any
SSC testing that forms part of a materials manufacturing specification shall be carried out successfully and the
results reported.
The majority of steels that comply with the general requirements of Clause A.2 are not individually listed;
however, for convenience, some examples of such steels are listed in Tables A.2, A.3 and A.4.
NOTE The carbon and low-alloy steels described/listed previously in NACE MR0175 (all revisions) were identified by
extensive correlations of field failures/successes and laboratory data. The hardness limit of HRC 22 applied to most
carbon and low-alloy steels is based on correlations of heat treatment, chemical composition, hardness and failure
experience. The higher hardness limits for the chromium
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 15156-2
Deuxième édition
2009-10-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Matériaux pour utilisation dans des
environnements contenant de
l'hydrogène sulfuré (H S) dans la
production de pétrole et de gaz
Partie 2:
Aciers au carbone et aciers faiblement
alliés résistants à la fissuration, et
utilisation de fontes
Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H S-
containing environments in oil and gas production
Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of
cast irons
Numéro de référence
©
ISO 2009
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Case postale 56  CH-1211 Geneva 20
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E-mail [e-mail]
Web www.iso.org
Version française parue en 2011
Publié en Suisse
ii © ISO 2009 – Tous droits réservés

Sommaire Page
Avant-propos . iv
Introduction . v
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 2
3 Termes et définitions . 3
4 Symboles et termes abrégés . 6
5 Renseignements à fournir pour l'achat de matériaux . 7
6 Facteurs jouant sur le comportement des aciers au carbone et faiblement alliés en
milieux contenant du H S . 8
7 Qualification et sélection des aciers au carbone et faiblement alliés par rapport au risque
de rupture différée par H S (SSC), de décohésion interne sous contrainte (SOHIC) et de
fissuration des zones de plus faible dureté (SZC) . 8
8 Évaluation de la résistance des aciers au carbone et faiblement alliés à la décohésion
interne/à la fissuration en gradins (HIC/SWC) . 18
9 Marquage, étiquetage et documentation . 18
Annexe A (normative) Aciers au carbone et faiblement alliés résistants à la rupture différée par
H S (SSC) (avec exigences et recommandations pour l'utilisation des fontes) . 19
Annexe B (normative) Qualification des aciers au carbone et faiblement alliés pour service en
milieu H S par le biais d'essais en laboratoire . 28
Annexe C (informative) Détermination de la pression partielle de H S . 37
Annexe D (informative) Recommandations pour la détermination du pH . 39
Annexe E (informative) Informations qu'il est recommandé de fournir pour l'achat de matériaux . 44
Bibliographie . 46

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 15156-2 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.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 15156-2:2003), dont elle constitue une
révision mineure, en particulier par rapport aux éléments suivants:
 l'insertion d'exigences de qualification de mode opératoire de soudage pour un soudage de
recouvrement;
 l'insertion de changements aux limitations qui s'appliquent au Tableau A.1 concernant la dureté du métal
fondu;
 l'insertion de normes de dureté ASTM équivalant à celles de l'ISO;
 l'insertion d'un faible nombre d'autres changements techniques;
 l'insertion de changements à apporter pour rendre le texte plus compréhensible et pour corriger des
erreurs éditoriales.
L'ISO 15156 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général 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 généraux pour le choix des matériaux résistant au craquage
 Partie 2: Aciers au carbone et aciers faiblement alliés résistants à la fissuration, et utilisation de fontes
 Partie 3: ARC (alliages résistants à la corrosion) et autres alliages résistants à la fissuration
iv © ISO 2009 – Tous droits réservés

Introduction
Les conséquences de la rupture soudaine des composants métalliques des champs de pétrole et de gaz
naturel, associée à leur exposition à des fluides de production contenant de l'hydrogène sulfuré (H S), ont
conduit à l'élaboration de la première édition de la NACE MR0175. Cette norme a été publiée en 1975
par la National Association of Corrosion Engineers (Association Nationale des Ingénieurs en Prévention de
la Corrosion), connue désormais sous l'appellation NACE International.
La première édition ainsi que les éditions suivantes de la NACE MR0175 ont établi des limites de
pression partielle de H S au-delà desquelles des mesures contre la rupture différée par H S (SSC: sulfide
2 2
stress cracking) ont toujours été jugées nécessaires. Elles ont également fourni des lignes directrices
concernant la sélection et la spécification de matériaux résistants à ce type de fissuration lors du
dépassement des seuils de H S. Des éditions plus récentes de la NACE MR0175 ont également spécifié
des limites de résistance pour certains matériaux métalliques résistant à la corrosion, en termes de
composition et de pH de milieu, de température et de pressions partielles de H S.
La Fédération Européenne de la Corrosion (EFC, European Federation of Corrosion) a publié séparément la
Publication EFC 16 en 1995 et la Publication EFC 17 en 1996. Ces documents sont généralement
complémentaires de ceux de la NACE, bien que différents dans leur objet et leur contenu.
En 2003, la publication des trois parties de l'ISO 15156 et de la NACE MR0175/ISO 15156 a été
effectuée pour la première fois. Ces documents identiques sur le plan technique ont utilisé les sources
susmentionnées pour spécifier des exigences et des recommandations concernant la qualification et la
sélection de matériaux destinés à être utilisés dans des milieux aqueux contenant de l'hydrogène sulfuré
(H S) en production de pétrole et de gaz naturel. Ils sont complétés par les méthodes d'essai de la
NACE TM0177 et la NACE TM0284.
La révision de la présente partie de l'ISO 15156 implique une consolidation de toutes les modifications
apportées qui ont été approuvées et publiées dans le Rectificatif technique 1, ISO 15156-2:2003/Cor.1:2005
et dans la Circulaire technique 1, ISO 15156-2:2001/Cir.1:2007(E), publiée par le Secrétariat de l'Agence de
Maintenance de l'ISO 15156, au DIN, Berlin.
Les modifications ont été élaborées et approuvées par le vote des groupes représentatifs issus de l'industrie
de production de pétrole et de gaz. La grande majorité de ces modifications sont issues des questions
soulevées par les utilisateurs des documents. Une description du processus ayant permis l'approbation de
ces modifications est disponible sur le site Web de maintenance de
l'ISO 15156 www.iso.org/iso15156maintenance.
Lorsque les experts de l'industrie de production de pétrole et de gaz les estiment nécessaires, les futures
modifications provisoires devant être apportées à la présente partie de l'ISO 15156 seront traitées de la
même manière et impliqueront des mises à jour provisoires de la présente partie de l'ISO 15156 qui se
présenteront sous la forme de Rectificatifs techniques ou de Circulaires techniques. Il convient que les
utilisateurs de la présente Norme soient conscients que de tels documents peuvent exister et qu'ils peuvent
avoir un impact sur la validité des références datées citées dans la présente partie de l'ISO 15156.
L'Agence de Maintenance de l'ISO 15156, au DIN a été créée après son approbation par le Bureau de
Gestion Technique de l'ISO communiquée dans le document 34/2007. Ce document décrit la création de
l'Agence, qui comprend des experts de la NACE, de l'EFC et de l'ISO TC 67/GT 7 ainsi que le processus
d'approbation des amendements. Il est disponible sur le site Web de maintenance de l'ISO 15156 et du
Secrétariat de l'ISO/TC 67. Le site Web permet également un accès aux documents concernés qui
fournissent plus de détails sur les activités de maintenance de l'ISO 15156.

NORME INTERNATIONALE ISO 15156-2:2009(F)

Industries du pétrole et du gaz naturel — Matériaux pour
utilisation dans des environnements contenant de l'hydrogène
sulfuré (H S) dans la production de pétrole et de gaz
Partie 2:
Aciers au carbone et aciers faiblement alliés résistants à la
fissuration, et utilisation de fontes
AVERTISSEMENT — Les aciers au carbone et les aciers faiblement alliés, ainsi que les fontes,
sélectionnés à l'aide de la présente partie de l'ISO 15156 résistent à la fissuration dans les conditions
de service définies pour les milieux contenant de l'hydrogène sulfuré (H S) en production de pétrole et
de gaz, mais ils ne sont pas nécessairement insensibles à la fissuration dans toutes les conditions de
service. Il est de la responsabilité de l'utilisateur des équipements de sélectionner les aciers au
carbone et les aciers faiblement alliés, ainsi que les fontes, convenant au service prévu.
1 Domaine d'application
La présente partie de l'ISO 15156 spécifie des exigences et donne des recommandations concernant la
sélection et la qualification des aciers au carbone et des aciers faiblement alliés dans des équipements
utilisés pour la production de pétrole et de gaz naturel et dans des installations de traitement de gaz naturel
en milieux contenant de l'hydrogène sulfuré (H S), où toute défaillance peut présenter un risque pour la santé
et la sécurité du public et du personnel ou pour l'environnement. La présente partie de l'ISO 15156 peut aussi
aider à prévenir les endommagements coûteux des équipements eux-mêmes dus à la corrosion. Elle
complète, sans toutefois s'y substituer, les exigences concernant les matériaux dans les codes de
construction, normes ou autres réglementations appropriés.
La présente partie de l'ISO 15156 traite de la résistance de ces aciers aux dommages pouvant être causés par
la rupture différée par H S (SSC, sulfide stress-cracking) ainsi que des phénomènes connexes de la
décohésion interne sous contrainte (SOHIC, stress-oriented hydrogen-induced cracking) et de la fissuration
des zones de plus faible dureté (SZC, soft-zone cracking).
La présente partie de l'ISO 15156 traite également de la résistance de ces aciers à la décohésion interne
(HIC, hydrogen-induced cracking) et au développement possible de cette décohésion en fissuration en
gradins (SWC, stepwise cracking).
La présente partie de l'ISO 15156 ne porte que sur la fissuration. La perte de matériau par corrosion générale
(perte de masse) ou localisée n'est pas étudiée.
Le Tableau 1 donne une liste non exhaustive d'équipements relevant du domaine d'application de la présente
partie de l'ISO 15156 et comprenant une liste d'équipements pouvant en être exclus.
La présente partie de l'ISO 15156 s'applique à la qualification et à la sélection des matériaux pour les
équipements conçus et construits sur la base des critères de calcul élastiques traditionnels. Pour les calculs
utilisant des critères plastiques (les calculs fondés sur les déformations et calculs aux états limites, par
exemple), voir l'ISO 15156-1:2009 à l'Article 5.
L'Annexe A donne la liste des aciers au carbone et faiblement alliés résistants à la rupture différée par H S
(SSC) et elle comprend, au niveau du Paragraphe A.2.4, les exigences d'utilisation des fontes.
L'application de la présente partie de l'ISO 15156 ne convient pas nécessairement aux processus et
équipements de raffinage ou en aval.
Tableau 1 — Liste des équipements
L'ISO 15156 s'applique aux matériaux
Exclusions autorisées
utilisés avec les équipements suivants
Équipements exposés uniquement à des fluides de forage de
Équipements de forage, de construction des puits et

a
d'entretien des puits composition contrôlée
Trépans
b
Lames de cisaille de bloc d'obturation de puits (BOP)
Systèmes de tubes prolongateurs de forage
Colonnes de travail
c
Câble de travail métallique et équipement de travail au câble
Tubes de cuvelage extérieurs et intermédiaires
d
Puits, y compris les équipements de subsurface, les
Pompes à tiges de pompage et tiges de pompage
équipements à poussée de gaz (gas lift), les têtes de
Pompes submersibles électriques
puits et arbres de Noël
Autre équipement de levage artificiel
Coins
Conduites, lignes de collecte, installations de terrain et Installations de stockage et de manutention du pétrole brut
unités de traitement sur le terrain fonctionnant à une pression absolue totale inférieure à
0,45 MPa (65 psi)
Matériel de traitement des eaux Installations de traitement des eaux fonctionnant à une pression
absolue totale inférieure à 0,45 MPa (65 psi)
Matériel d'injection d'eau et de rejet d'eau
Installations de traitement du gaz naturel —
Conduites de transport de liquides, gaz et fluides Conduites de gaz conditionné pour un usage général
polyphasiques commercial et domestique
Pour tous les équipements ci-dessus Composants chargés uniquement par compression

a
Voir A.2.3.2.3 pour plus d'informations.

b
Voir A.2.3.2.1 pour plus d'informations.

c
Les lubrificateurs des câbles de travail et les dispositifs de liaison des lubrificateurs ne sont pas des exclusions autorisées.

d
Pour les pompes à tiges de pompage et les tiges de pompage, se référer à la NACE MR0176.
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).
ISO 6506-1, Matériaux métalliques — Essai de dureté Brinell — Partie 1: Méthode d'essai
ISO 6507-1, Matériaux métalliques — Essai de dureté Vickers — Partie 1: Méthode d'essai
ISO 6508-1, Matériaux métalliques — Essai de dureté Rockwell — Partie 1: Méthode d'essai (échelles A, B, C,
D, E, F, G, H, K, N, T)
ISO 6892-1, Matériaux métalliques — Essai de traction — Partie 1: Méthode d'essai à température ambiante
ISO 10423, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage et de production — Équipement
pour têtes de puits et arbre de Noël
2 © ISO 2009 – Tous droits réservés

ISO 15156-1:2009, 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 généraux pour le choix des matériaux résistant au craquage
ISO 15156-3:2009, 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 résistants à la corrosion) et autres alliages résistants à la fissuration
1)
ANSI NACE TM0177-05 , Laboratory testing of metals for resistance to sulfide stress cracking and stress
corrosion cracking in H S environments
ANSI NACE TM0284, Evaluation of pipeline and pressure vessel steels for resistance to hydrogen-induced
cracking
2 )
EFC Publications Number 16 , Guidelines on materials requirements for carbon and low alloy steels for
H S-containing environments in oil and gas production
3)
SAE AMS-2430P , Shot Peening, Automatic
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions donnés dans l'ISO 15156-1 ainsi que les
suivants s'appliquent.
3.1
dureté Brinell
HB
valeur de dureté mesurée conformément à l'ISO 6506-1 à l'aide habituellement d'une bille de tungstène d'un
diamètre de 10 mm et d'une force de 29,42 kN
NOTE Pour les besoins de la présente disposition, l'ASTM E10 est équivalente à l'ISO 6506-1.
3.2
pression de point de bulle
p
B
pression à laquelle des bulles de gaz se forment dans un liquide à une température de service particulière
Voir l'Article C.2.
3.3
brunissage
procédé de lissage de surfaces par friction entre le matériau et certaines autres pièces en matériau dur,
comme des billes d'acier trempé
3.4
pièce moulée
pièce métallique obtenue directement à sa forme finale ou presque par la solidification de métal fondu dans
un moule
1) NACE International, P.O. Box 2183140, Houston, Texas 77218-8340, États-Unis.
2) European Federation of Corrosion, disponible auprès de l'Institute of Materials, 1 Carlton House Terrace, Londres
SW1Y 5DB, Royaume-Uni [ISBN 0-901716-95-2].
3) Society of Automotive Engineers (SAE), 400 Commonwealth Drive, Warrendale, PA 15096-0001, États-Unis.
3.5
fonte
alliage fer-carbone contenant approximativement une fraction massique de carbone de 2 % à 4 %
3.5.1
fonte grise
fonte qui présente une surface de cassure grise en raison de la présence de graphite lamellaire
3.5.2
fonte blanche
fonte qui présente une surface de cassure blanche en raison de la présence de cémentite
3.5.3
fonte malléable
fonte blanche ayant subi un traitement thermique pour convertir la plus grande partie ou la totalité de la
cémentite en graphite (carbone de revenu)
3.5.4
fonte ductile
fonte nodulaire
fonte qui a été traitée alors qu'elle était fondue avec un élément (habituellement du magnésium ou du cérium)
qui sphéroïdise le graphite
3.6
cémentite
constituant microstructural des aciers, composé principalement de carbure de fer (Fe C)
3.7
écrouissage
déformation à froid
forgeage à froid
formage à froid
déformation plastique d'un métal dans des conditions de température et de vitesse de déformation entraînant
un durcissement par la déformation, s'effectuant généralement, mais non obligatoirement, à la
température ambiante
3.8
aptitude à l'emploi
adéquation à un emploi dans des conditions de service prévues
3.9
acier à usinabilité améliorée
acier auquel des éléments comme le soufre, le sélénium et le plomb ont été ajoutés volontairement pour
améliorer l'usinabilité
3.10
température A
pour les métaux ferreux, température du début de la formation d'austénite au chauffage ou de fin de
transformation de l'austénite au refroidissement
3.11
nitruration
processus de cémentation dans lequel de l'azote est introduit à la surface de matériaux métalliques
(habituellement des alliages ferreux)
EXEMPLES Nitruration en phase liquide, nitruration en phase gazeuse, nitruration ionique et nitruration par plasma.
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3.12
normalisation
chauffage d'un alliage ferreux à une température donnée, au-dessus de la zone de transformation
(austénitisation), et maintien de cette température sur une durée appropriée, puis refroidissement en
air calme (ou dans une atmosphère protectrice) à une température considérablement plus basse que la
zone de transformation
3.13
déformé plastiquement
déformé de manière permanente par application d'une contrainte au-delà de la limite d'élasticité, c'est-à-dire
au-delà de la limite de proportionnalité entre contrainte et déformation
3.14
pièces assurant le confinement de la pression
pièces dont la défaillance au fonctionnement prévu entraîne la libération du fluide contenu dans l'atmosphère
EXEMPLES Les corps, couvercles et tiges de vannes.
3.15
trempé et revenu
durci par trempe et ensuite revenu
3.16
dureté Rockwell C
HRC
valeur de dureté, mesurée conformément à l'ISO 6508, obtenue par l'utilisation d'un dispositif d'empreinte
conique à diamant et d'une force de 1 471 N
NOTE Pour les besoins de la présente disposition, l'ASTM E18 est équivalente à l'ISO 6508-1.
3.17
grenaillage de précontrainte
génération de contraintes de compression dans la couche superficielle d'un matériau en le bombardant avec
un moyen approprié (habituellement de la grenaille d'acier ronde) et dans des conditions contrôlées
3.18
détensionnement
chauffage d'un métal à une température appropriée, suivi d'un maintien suffisamment long pour réduire les
contraintes résiduelles, puis d'un refroidissement suffisamment lent pour réduire le plus possible le
développement de nouvelles contraintes résiduelles
3.19
revenu
traitement thermique par chauffage à une température inférieure à la température A , dans le but de réduire la
dureté et d'augmenter la résilience de l'acier trempé, de la fonte trempée et quelquefois de l'acier normalisé
3.20
résistance à la rupture
résistance ultime
rapport de charge maximale à la section initiale
Voir l'ISO 6892-1.
3.21
lot d'essai
groupe d'éléments représentant un lot de production dont la conformité à une exigence spécifiée peut être
déterminée par des essais sur des échantillons représentatifs et selon une procédure définie
3.22
composant tubulaire
composant cylindrique (tuyau) doté d'un trou longitudinal, utilisé dans des opérations de forage/production
pour faire circuler des fluides
3.23
dureté Vickers
HV
valeur de dureté, mesurée conformément à l'ISO 6507-1, obtenue à l'aide d'un dispositif d'empreinte à pointe
de diamant et d'une charge appliquée choisie parmi plusieurs charges possibles
NOTE Pour les besoins de la présente disposition, l'ASTM E92 est équivalente à l'ISO 6507-1.
3.24
soudure
partie d'un composant soudé comprenant le cordon de soudure, la zone affectée thermiquement (ZAT) et le
métal de base adjacent
3.25
cordon de soudure
partie de la soudure qui a été fondue durant le soudage
3.26
métal corroyé
métal façonné par déformation à l'état solide, en général à chaud (laminage, extrusion, forgeage, etc.)
4 Symboles et termes abrégés
Pour les besoins du présent document, les abréviations données dans l'ISO 151156-1 ainsi que les suivantes
s'appliquent.
AYS limite d'élasticité conventionnelle réelle (actual yield strength)
CLR longueur de fissure normalisée (crack length ratio)
CR essai sur éprouvette en C (C-ring)
CSR surface de fissure normalisée (crack surface ratio)
CTR épaisseur de fissure normalisée (crack thickness ratio)
DCB essai en double poutre (double cantilever beam)
FPB essai de flexion à quatre points (four-point bend)
HB dureté Brinell (Brinell hardness)
HIC décohésion interne (hydrogen-induced cracking)
HRC dureté Rockwell (échelle C) [Rockwell hardness (scale C)]
HSC rupture différée par l'hydrogène (hydrogen stress cracking)
HV dureté Vickers (Vickers hardness)
OCTG tubes verticaux (oil country tubular goods), à savoir cuvelage, tubage et tige de forage
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p pression partielle d'hydrogène sulfuré (H S)
H S
R limite d'élasticité conventionnelle à 0,2 % d'allongement, conformément à l'ISO 6892-1
p0,2
SMYS limite d'élasticité garantie du grade (specified minimum yield strength)
SOHIC décohésion interne sous contrainte (stress-oriented hydrogen-induced cracking)
SSC rupture différée par H S (sulfide stress-cracking)
SWC fissuration en gradins (stepwise cracking)
SZC fissuration des zones de plus faible dureté (soft-zone cracking)
T température
UNS système de numérotation unifié (Unified Numbering System) (issu de SAE-ASTM, Metals and alloys
in the Unified Numbering System)
UT traction uniaxiale (essai) (uniaxial tensile)
5 Renseignements à fournir pour l'achat de matériaux
5.1 La préparation des spécifications pour l'achat de matériaux peut nécessiter la coopération et des
échanges de données entre l'utilisateur de l'équipement, le fournisseur de l'équipement et le fabricant de
matériaux afin de garantir que les matériaux achetés répondent aux exigences de l'ISO 15156-1 et de la
présente partie de l'ISO 15156.
5.2 Les renseignements suivants doivent être fournis:
 préférence pour des types et/ou grades de matériaux (s'ils sont connus),
 type d'équipement (s'il est connu),
 une référence à la présente partie de l'ISO 15156,
 bases d'acceptation pour la sélection de matériaux résistant à la rupture différée par H S (SSC) (voir
l'Article 7),
 exigences pour la résistance à la décohésion interne (HIC) (voir l'Article 8).
5.3 L'utilisateur de l'équipement et le fournisseur de l'équipement et/ou le fabricant de matériaux
peuvent convenir que des aciers au carbone ou faiblement alliés autres que les matériaux préqualifiés
figurant à l'Annexe A soient sélectionnés, sous couvert d'essais de qualification appropriés, conformément à
l'Annexe B et à l'ISO 15156-1. Les exigences de qualification peuvent être étendues pour inclure la résistance
à la décohésion interne sous contrainte (SOHIC) et à la fissuration des zones de plus faible dureté (SZC).
Si l'acheteur à l'intention de faire usage de tels accords, extensions et qualifications, les informations
complémentaires appropriées doivent être clairement indiquées dans la spécification de commande des
matériaux. Ces informations peuvent inclure les points suivants:
 des exigences pour les essais de rupture différée par H S (SSC), voir le 7.1 et le 7.2,
 des conditions de service pour une application de service H S particulière, et
 d'autres exigences particulières.
5.4 L'Annexe C décrit la manière de calculer la pression partielle de H S et l'Annexe D donne des
indications pour déterminer la valeur de pH d'un fluide.
5.5 Les renseignements requis pour l'achat de matériaux doivent être indiqués dans les fiches techniques
appropriées. Des exemples de formats sont indiqués à l'Annexe E.
6 Facteurs jouant sur le comportement des aciers au carbone et faiblement alliés
en milieux contenant du H S
Le comportement des aciers au carbone et faiblement alliés en milieux contenant de l'hydrogène sulfuré (H S)
est affecté par des interactions complexes entre les paramètres suivants:
a) composition chimique, méthode de fabrication, forme du produit, résistance, dureté du matériau et ses
variations locales, quantité d'écrouissage, conditions de traitement thermique, microstructure, uniformité
microstructurale, taille de grains et propreté du matériau,
b) pression partielle de l'hydrogène sulfuré (H S) ou concentration équivalente en phase aqueuse,
c) concentration d'ions chlorures dans la phase aqueuse,
d) acidité (pH) de la phase aqueuse,
e) présence de soufre ou d'un autre oxydant,
f) exposition à des fluides de non-production,
g) température d'exposition,
h) contrainte de traction totale (appliquée plus résiduelle),
i) temps d'exposition.
Ces facteurs doivent être pris en compte lorsque la présente partie de l'ISO 15156 est utilisée pour la
sélection de matériaux adaptés aux milieux contenant de l'H S dans les systèmes de production de pétrole et
de gaz.
7 Qualification et sélection des aciers au carbone et faiblement alliés par rapport au
risque de rupture différée par H S (SSC), de décohésion interne sous contrainte
(SOHIC) et de fissuration des zones de plus faible dureté (SZC)
7.1 Option 1: Sélection d'aciers (et fontes) résistants à la rupture différée par H2S (SSC) à
l'aide de l'Article A.2
7.1.1 Pour p < 0,3 kPa (0,05 psi)
H S
La sélection de matériaux résistants à la rupture différée par H S (SSC) pour une p inférieure à 0,3 kPa
H S
(0,05 psi) n'est pas considérée en détail dans la présente partie de l'ISO 15156. Habituellement, aucune
mesure particulière n'est requise pour la sélection d'aciers destinés à une utilisation dans ces conditions.
Toutefois, les aciers très sensibles peuvent fissurer. Des renseignements complémentaires sur les facteurs
jouant sur la sensibilité des aciers et l'attaque par des mécanismes de fissuration autres que la rupture
différée par H S (SSC) sont donnés en 7.2.1.
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7.1.2 Pour p ≥ 0,3 kPa (0,05 psi)
H S
Si la pression partielle de l'hydrogène sulfuré (H S) présent dans le gaz est supérieure ou égale à 0,3 kPa
(0,05 psi), les aciers résistants à la rupture différée par H S (SSC) doivent être sélectionnés à l'aide de
l'Article A.2.
NOTE 1 Les aciers décrits ou mentionnés en A.2 sont considérés être résistants à la rupture différée par H S (SSC)
dans des installations de production de pétrole et de gaz naturel et de traitement du gaz naturel.
NOTE 2 Les utilisateurs concernés par l'apparition de décohésion interne sous contrainte (SOHIC) et/ou de fissuration
des zones de plus faible dureté (SZC) peuvent se référer à l'option 2, voir en 7.2.2.
NOTE 3 Pour la décohésion interne (HIC) et la fissuration en gradins (SWC), se référer à l'Article 8.
7.2 Option 2: Sélection d'aciers pour des applications ou des domaines spécifiques de
service en milieu H S
7.2.1 Rupture différée par H S
7.2.1.1 Généralités
L'option 2 permet à l'utilisateur de qualifier et de sélectionner des matériaux résistant à la rupture différée par
H S (SSC) pour des applications spécifiques de service en milieu H S ou des domaines restreints de service
2 2
en milieu H S.
L'utilisation de l'option 2 peut demander une connaissance du pH in-situ et de la pression partielle de
l'hydrogène sulfuré (H S) ainsi que de leurs variations dans le temps, voir ISO 15156-1.
L'option 2 facilite l'achat de matériaux en gros tonnage comme les tubes verticaux ou les tubes de
canalisation, pour lesquels l'incitation économique à utiliser des matériaux non décrits ou bien non répertoriés
à l'Annexe A l'emporte sur les qualifications supplémentaires et autres coûts que cela peut entraîner. Les
aciers pour d'autres équipements peuvent aussi être qualifiés de la sorte. Dans certains cas, cela demande
un accord entre le fournisseur et l'utilisateur d'équipements sur les essais à effectuer et le choix des critères
d'acceptation. Ces accords doivent être appuyés par des documents.
L'option 2 peut aussi faciliter les évaluations de «l'aptitude à l'emploi» d'équipements en aciers au carbone
ou faiblement alliés déjà en place et exposés à des conditions de service en milieu H S plus sévères que
prévu dans la définition initiale de ces équipements.
7.2.1.2 Domaines de sévérité des milieux H S par rapport à la rupture différée par H S (SSC)
2 2
La sévérité des milieux H S, selon l'ISO 15156-1, vis-à-vis de la rupture différée par H S (SSC) sur acier au
2 2
carbone ou faiblement allié, doit être évaluée à l'aide de la Figure 1. Dans la définition de la sévérité du
milieu H S, il convient d'examiner l'impact que peut avoir une exposition significative possible à des phases
aqueuses condensées non tamponnées d'un faible pH lors de conditions de fonctionnement perturbées ou
d'un arrêt ou à des acides employés pour la stimulation des puits et/ou au retour de ces acides après
réaction.
Légende
X pression partielle de l'hydrogène sulfuré (H S), exprimée en kilopascals
Y pH in situ
0 domaine 0
1 domaine 1 SSC
2 domaine 2 SSC
3 domaine 3 SSC
NOTE 1 Les discontinuités présentes sur la figure, au dessous d'une pression partielle de H S de 0,3 kPa (0,05 psi) et
au-dessus d'une pression partielle de H S de 1 MPa (150 psi), reflètent l'incertitude de la mesure de la pression partielle
de H S (à faible H S) et du comportement des aciers au-delà de ces limites (à H S faible et fort).
2 2 2
NOTE 2 Des lignes directrices sur le calcul de la pression partielle de H S sont données à l'Annexe C.
NOTE 3 Des lignes directrices sur le calcul du pH sont données à l'Annexe D.
Figure 1 — Domaines de sévérité des milieux H S par rapport à la rupture différée par H S (SSC)
2 2
des aciers au carbone et faiblement alliés
7.2.1.3 Domaine 0 — Pour p < 0,3 kPa (0,05 psi)
H S
Normalement, aucune précaution n'est nécessaire lors de la sélection d'aciers pour une utilisation dans ces
conditions. Toutefois, il convient de prendre en considération un certain nombre de facteurs pouvant affecter
les performances des aciers dans ce domaine, comme suit.
 Les aciers très sensibles à la rupture différée par H S (SSC) et à la rupture différée par l'hydrogène
(HSC) peuvent fissurer.
 Les propriétés physiques et métallurgiques d'un acier affectent sa résistance intrinsèque à la rupture
différée par H S (SSC) et à la rupture différée par l'hydrogène (HSC), voir l'Article 6.
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 Les aciers à très haute résistance mécanique peuvent être sensibles à la rupture différée par l'hydrogène
(HSC) en milieu aqueux sans H S. Au-dessus d'environ 965 MPa (140 ksi) de limite d'élasticité
conventionnelle, il est recommandé de faire attention à la composition et à la gamme de fabrication des
aciers pour garantir qu'ils ne feront pas de rupture différée par H S (SSC) ou de rupture différée par
l'hydrogène (HSC) dans le domaine 0.
 Les concentrations de contrainte augmentent le risque de fissuration.
7.2.1.4 Domaines de sévérité 1, 2 et 3
En se référant aux domaines de sévérité de l'exposition comme défini sur la Figure 1, les aciers peuvent être
sélectionnés pour le domaine 1 à l'aide des Articles A.2, A.3 ou A.4, pour le domaine 2 à l'aide des Articles
A.2 ou A.3 et pour le domaine 3 à l'aide de l'Article A.2.
En l'absence de choix satisfaisants d'après l'Annexe A, les aciers au carbone et faiblement alliés peuvent être
soumis à essais et qualifiés pour une utilisation dans des conditions spécifiques de service en milieu H S ou
dans tout un domaine de rupture différée par H S (SSC) donné. Les essais et la qualification doivent être
conformes à l'ISO 15156-1 et à l'Annexe B.
Une expérience sur site appuyée par des documents peut aussi être utilisée comme base de sélection de
matériaux pour une application spécifique de service en milieu H S (voir l'ISO 15156-1).
7.2.2 Décohésion interne sous contrainte (SOHIC) et fissuration des zones de plus faible dureté
(SZC)
Il convient que l'utilisateur prenne en considération la décohésion interne sous contrainte (SOHIC) et la
fissuration des zones de plus faible dureté (SZC), telles que définies dans l'ISO 15156-1, lorsqu'il s'agit
d'évaluer les aciers au carbone sous la forme de produits plats et/ou leurs produits soudés pour une utilisation
dans des milieux H S.
L'Article B.4 indique les lignes directrices pour les méthodes d'essais et les critères d'acceptation permettant
d'évaluer la résistance à la décohésion interne sous contrainte (SOHIC) et à la fissuration des zones de plus
faible dureté (SZC).
NOTE L'apparition de ces phénomènes est rare et ceux-ci ne sont pas encore bien compris. Ils ont causé des
défaillances soudaines dans des aciers de base [décohésion interne sous contrainte (SOHIC)] et dans la zone affectée
thermiquement de soudures [décohésion interne sous contrainte (SOHIC) et fissuration des zones de plus faible dureté
(SZC)]. On pense qu'ils se limitent aussi aux aciers au carbone et que la présence de soufre ou d'oxygène dans
l'environnement de service augmente le risque de dommages par ces mécanismes.
7.3 Exigences en matière de dureté
7.3.1 Généralités
La dureté des matériaux de base ainsi que des soudures et de leurs zones affectées thermiquement joue un
rôle important dans la détermination de la résistance à la rupture différée par H S (SSC) des aciers au
carbone et faiblement alliés. Le contrôle de la dureté peut être un moyen acceptable d'assurer la résistance à
la rupture différée par H S (SSC).
7.3.2 Métaux de base
Si des mesures de dureté sur le métal de base sont précisées, suffisamment d'essais de dureté doivent être
effectués pour établir la dureté réelle de l'acier examiné. Les valeurs individuelles de dureté Rockwell C
(HRC) dépassant la valeur permise par la présente partie de l'ISO 15156 peuvent être considérées
acceptables si la moyenne de plusieurs lectures proches de celles-ci ne dépasse pas la valeur permise par la
présente partie de l'ISO 15156 et qu'aucune lecture individuelle ne dépasse la valeur acceptable de plus de
deux unités de l'échelle de dureté Rockwell C (HRC). Des exigences équivalentes doivent s'appliquer aux
autres méthodes de mesurage de la dureté lorsque celles-ci sont spécifiées dans la présente partie de l'ISO
15156 ou qu'il y est fait référence dans une spécification de fabrication.
NOTE Le nombre et l'emplacement des zones d'essais de dureté sur les métaux de base ne sont pas spécifiés dans
l'ISO 15156.
Pour les aciers ferritiques, la publication 16 de l'EFC présente des graphes pour la conversion des valeurs de
dureté, de dureté Vickers (HV) en dureté Rockwell C (HRC) et de dureté Vickers (HV) en dureté Brinell (HB),
issus des tableaux de l'ASTM E140 et de l'ISO 18265. D'autres tableaux de conversion existent également.
Les utilisateurs peuvent établir des corrélations pour les matériaux individuels.
7.3.3 Soudures
7.3.3.1 Généralités
Les modifications métallurgiques qui se produisent durant le soudage d'aciers au carbone et faiblement
alliés modifient leur sensibilité à la rupture différée par H S (SSC), à la décohésion interne sous contrainte
(SOHIC) et à la fissuration des zones de plus faible dureté (SZC).
Il convient de choisir les procédés et les consommables selon les règles de l'art et de manière à obtenir la
résistance à la fissuration requise.
Le soudage doit être exécuté conformément aux codes et normes appropriés convenus entre le fournisseur et
l'acheteur. Les spécifications des modes opératoires de soudage (WPS, welding procedure specifications) et
les dossiers de qualification de ces modes opératoires (PQR, procedure qualification records) doivent être
mis à disposition de l'utilisateur de l'équipement pour inspection.
La qualification des modes opératoires de soudage pour le service en milieu H S doit inclure des essais de
dureté selon 7.3.3.2, 7.3.3.3 et 7.3.3.4.
7.3.3.2 Méthodes d'essais de dureté pour une qualification des modes opératoires de soudage
Les essais de dureté pour les dossiers de qualification des modes opératoires de soudage doivent
normalement être effectués à l'aide des méthodes Vickers HV 10 ou HV 5, conformément à l'ISO 6507-1, ou
Rockwell 15 N, conformément à l'ISO 6508-1.
NOTE Pour les besoins de la présente disposition, l'ASTM E92 est équivalente à l'ISO 6507-1 et l'ASTM E18 est
équivalente à l'ISO 6508-1.
La méthode de dureté Rockwell C peut être employée pour la qualification des modes opératoires de
soudage si la contrainte du calcul n'excède pas deux tiers de la limite d'élasticité garantie du grade (SMYS) et
la spécification des modes opératoires de soudage comprend un traitement thermique après soudage.
L'approbation explicite de l'utilisateur de l'équipement doit être obtenue lorsqu'il est prévu d'utiliser la méthode
de dureté Rockwell C (HRC) pour une qualification des modes opératoires de soudage dans les autres cas.
NOTE Les inspections de dureté recourant aux méthodes d'essai de Vickers ou Rockwell 15 N donnent une image
plus précise de la dureté des soudures et de ses variations. Les inspections de dureté utilisant la méthode d'essai de
dureté Rockwell C (HRC) ne peuvent pas détecter de petites zones dans des soudures ou des zones affectées
thermiquement ZAT où la dureté dépasse les critères d'acceptation pour la méthode d'essai de Vickers ou de Rockwell
15 N. L'impact de ces petites zones dures n'est pas encore bien connu.
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L'approbation explicite de l'utilisateur de l'équipement doit être obtenue lorsqu'il est prévu d'utiliser d'autres
méthodes d'essai de dureté.
La méthode d'essai de dureté Vickers ou Rockwell 15 N doit être utilisée pour la qualification des soudures
selon les autres critères d'acceptation de dureté qui sont indiqués en 7.3.3.4.
7.3.3.3 Inspections de dureté pour une qualification des modes opératoires de soudage
Les inspections de dureté Vickers doivent être conformes à la Figure 2 pour des soudures bout à bout, à la
Figure 3 pour des soudures d'angle et à la Figure 4 pour des soudures de réparation et à pénétration partielle.
Les inspections de dureté Rockwell C (HRC) de soudures bout à bout doivent être conformes à la Figure 5.
Les exigences d'inspection pour d'autres configurations de liaison doivent être développées d'après ces
figures.
Les inspections de dureté pour une qualification des modes opératoires de soudage à recouvrement doivent
être conformes à la Figure 6.
Dimensions en millimètres
Légende
A zone de soudure affectée thermiquement (visible après attaque)
B lignes d'inspection
C impressions de dureté: il est recommandé que les impressions 2, 3, 6, 7, 10, 11, 14, 15, 17 et 19 s
...