ISO 15589-2:2012

Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines

ISO 15589-2:2012 specifies requirements and gives recommendations for the pre-installation surveys, design, materials, equipment, fabrication, installation, commissioning, operation, inspection and maintenance of cathodic protection systems for offshore pipelines for the petroleum, petrochemical and natural gas industries as defined in ISO 13623. It is applicable to carbon steel, stainless steel and flexible pipelines in offshore service as well as to retrofits, modifications and repairs made to existing pipeline systems. ISO 15589-2:2012 is applicable to all types of seawater and seabed environments encountered in submerged conditions and on risers up to mean water level.

Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Protection cathodique des systèmes de transport par conduites — Partie 2: Conduites en mer

L'ISO 15589-2:2012 spécifie les exigences et donne des recommandations quant aux campagnes d'inspection avant installation, à la conception, aux matériaux, aux équipements, à la fabrication, à l'installation, à la mise en service, à l'exploitation, à l'inspection et à la maintenance des systèmes de protection cathodique destinés aux canalisations en mer pour les industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel telles que définies dans l'ISO 13623. Elle est applicable aux canalisations en acier au carbone et en acier inoxydable ainsi qu'aux canalisations flexibles utilisées en mer. L'ISO 15589-2:2012 est applicable aux rénovations, modifications ou réparations effectuées sur les systèmes existants sur canalisations. Elle s'applique à tous les types d'environnements en eau de mer ou fond marin rencontrés en configuration submergée et sur les risers (colonnes montantes) jusqu'au niveau d'eau moyen.

General Information

• Status: Withdrawn
• Publication Date: 03-Dec-2012
• ICS: 75.200 - Petroleum products and natural gas handling equipment
• Technical Committee: ISO/TC 67/SC 2 - Pipeline transportation systems
• Drafting Committee: ISO/TC 67/SC 2 - Pipeline transportation systems
• Current Stage: 9599 - Withdrawal of International Standard
• Start Date: 02-Feb-2024
• Completion Date: 13-Dec-2025

Relations

• Revised: ISO 15589-2:2024 - Oil and gas industries including lower carbon energy - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines
• Effective Date: 23-Apr-2020
• Revises: ISO 15589-2:2004 - Petroleum and natural gas industries - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines
• Effective Date: 20-Jun-2008

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 15589-2
Second edition
2012-12-01
Petroleum, petrochemical and natural
gas industries — Cathodic protection
of pipeline transportation systems —
Part 2:
Offshore pipelines
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel —
Protection cathodique des systèmes de transport par conduites —
Partie 2: Conduites en mer
Reference number
©
ISO 2012
© ISO 2012
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced or utilized in any form or by any
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E-mail [e-mail]
Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2012 – All rights reserved

Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 2
4 Symbols and abbreviated terms . 4
4.1 Symbols . 4
4.2 Abbreviated terms . 4
5 General . 5
5.1 Competence assurance . 5
5.2 Compliance . 5
6 Cathodic protection system requirements . 5
6.1 General . 5
6.2 Selection of CP systems . 6
6.3 Isolating joints . 6
7 Design parameters . 7
7.1 General . 7
7.2 Protection potentials . 8
7.3 Design life .10
7.4 Design current densities for bare steel .10
7.5 Coating breakdown factors .12
8 Galvanic anodes .15
8.1 Design of system .15
8.2 Selection of anode material .16
8.3 Electrochemical properties .17
8.4 Anode shape and utilization factor .17
8.5 Mechanical and electrical considerations .18
9 Galvanic anode manufacturing .18
9.1 Pre-production test .18
9.2 Coating .18
9.3 Anode core materials .19
9.4 Aluminium anode materials .19
9.5 Zinc anode materials .20
10 Galvanic anode quality control .20
10.1 General .20
10.2 Steel anode cores .20
10.3 Chemical analysis of anode alloy .21
10.4 Anode mass .21
10.5 Anode dimensions and straightness .21
10.6 Anode core dimensions and position .22
10.7 Anode surface irregularities .22
10.8 Cracks .22
10.9 Internal defects, destructive testing .23
10.10 Electrochemical quality control testing .24
11 Galvanic anode installation .25
12 Impressed-current CP systems .26
12.1 Current sources and control .26
12.2 Impressed-current anode materials .26
12.3 System design.26
12.4 Manufacturing and installation considerations.27
12.5 Mechanical and electrical considerations .27
13 Documentation .28
13.1 Design, manufacturing and installation documentation .28
13.2 Commissioning procedures .29
13.3 Operating and maintenance manual .29
14 Operation, monitoring and maintenance of CP systems .30
14.1 General .30
14.2 Monitoring plans .30
14.3 Repair .30
Annex A (normative) Galvanic anode CP design procedures .31
Annex B (normative) Attenuation of protection.37
Annex C (normative) Performance testing of galvanic anode materials .40
Annex D (normative) CP monitoring and surveys .42
Annex E (normative) Laboratory testing of galvanic anodes for quality control .49
Annex F (informative) Interference .51
Annex G (informative) Pipeline design for CP.53
Bibliography .59
iv © ISO 2012 – All rights reserved

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 15589-2 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offhore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 2, Pipeline transportation systems.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 15589-2:2004), which has been technically
revised as follows:
— In Clause 6 recommendations for isolating joints are included.
— In Clause 7 a subclause on hydrogen-induced stress cracking evaluation is included.
— In Clause 7 coating breakdown factors have been reorganized by splitting into “with” and “without”
concrete coating. More conservative values for some coating systems have been selected based on
feedback from daily practice in industry.
— In Clause 8 recommendations on anode electrochemical properties for seawater with low salinity
are included.
— Design values for electrochemical capacity in Clause 8 have been reduced. Higher values are
permitted if properly documented.
— Quality control of anodes has been adjusted regarding tolerances, straightness, mass, surface
irregularities and cracking (Clause 10).
— The guidance on attenuation calculation has been significantly extended. A new Annex B has been
introduced and includes several examples and alternative methods.
— Regarding anode testing, only free-running testing is accepted (see Annex C).
ISO 15589 consists of the following parts, under the general title Petroleum, petrochemical and natural
gas industries — Cathodic protection of pipeline transportation systems:
— Part 1: On-land pipelines
— Part 2: Offshore pipelines
Introduction
The technical revision of this part of ISO 15589 has been carried out in order to accommodate the needs
of industry and to move this International Standard to a higher level of service within the petroleum,
petrochemical and natural gas industry.
Pipeline cathodic protection is achieved by the supply of sufficient direct current to the external pipe
surface, so that the steel-to-electrolyte potential is lowered on all the surface to values at which external
corrosion is reduced to an insignificant rate.
Cathodic protection is normally used in combination with a suitable protective coating system to protect
the external surfaces of steel pipelines from corrosion.
Users of this part of ISO 15589 should be aware that further or differing requirements may be needed
for individual applications. This part of ISO 15589 is not intended to prevent alternative equipment or
engineering solutions from being used for individual applications. This may be particularly applicable
where there is innovative or developing technology. Where an alternative is offered, it is intended that
any variations from this part of ISO 15589 be identified and documented.
This part of ISO 15589 can also be used for offshore pipelines outside the petroleum, petrochemical and
natural gas industries.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 15589-2:2012(E)
Petroleum, petrochemical and natural gas industries —
Cathodic protection of pipeline transportation systems —
Part 2:
Offshore pipelines
1 Scope
This part of ISO 15589 specifies requirements and gives recommendations for the pre-installation
surveys, design, materials, equipment, fabrication, installation, commissioning, operation, inspection
and maintenance of cathodic protection (CP) systems for offshore pipelines for the petroleum,
petrochemical and natural gas industries as defined in ISO 13623.
This part of ISO 15589 is applicable to carbon steel, stainless steel and flexible pipelines in offshore service.
This part of ISO 15589 is applicable to retrofits, modifications and repairs made to existing pipeline systems.
This part of ISO 15589 is applicable to all types of seawater and seabed environments encountered in
submerged conditions and on risers up to mean water level.
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 1461, Hot dip galvanized coatings on fabricated iron and steel articles — Specifications and test methods
ISO 8044, Corrosion of metals and alloys — Basic terms and definitions
ISO 8501-1, Preparation of steel substrates before application of paints and related products — Visual
assessment of surface cleanliness — Part 1: Rust grades and preparation grades of uncoated steel substrates
and of steel substrates after overall removal of previous coatings
ISO 9606-1, Qualification testing of welders — Fusion welding — Part 1: Steels
ISO 13623, Petroleum and natural gas industries — Pipeline transportation systems
ISO 15589-1, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Cathodic protection of pipeline
transportation systems — Part 1: On-land pipelines
ISO 15607, Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — General rules
1)
ASTM D1141 , Standard Practice for the Preparation of Substitute Ocean Water
2)
AWS D1.1/D1.1M , Structural Welding Code — Steel
3)
EN 10025 (all parts) , Hot rolled products of structural steels
EN 10204:2004, Metallic products — Types of inspection documents
1) American Society for Testing and Materials, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA 19428-2959, USA.
2) American Welding Society, 550 NW Le Jeune Road, Miami, FL 33126, USA.
3) European Committee for Standardization, Management Centre, Avenue Marnix 17, B-1000, Brussels, Belgium.
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 8044 and the following apply.
3.1
anode potential
anode-to-electrolyte potential
3.2
anode sled
anodes installed on a structure and connected to the pipeline by a cable
3.3
closed-circuit anode potential
anode potential while electrically linked to the pipeline to be protected
3.4
coating breakdown factor
f
c
ratio of current density required to polarize a coated steel surface as compared to a bare steel surface
3.5
cold shut
horizontal surface discontinuity caused by solidification of the meniscus of the partially cast anodes as
a result of interrupted flow of the casting stream
3.6
driving voltage
difference between the pipeline/electrolyte potential and the anode/electrolyte potential when the
cathodic protection is operating
3.7
electric field gradient
change in electrical potential per unit distance through a conductive medium, arising from the flow of
electric current
3.8
electrochemical capacity
ε
total amount of electric charge that is produced when a fixed mass (usually 1 kg) of anode material is
consumed electrochemically
NOTE Electrochemical capacity is expressed in ampere hours.
3.9
final current density
estimated current density at the end of the lifetime of the pipeline
NOTE Final current density is expressed in amperes per square metre.
3.10
hydrogen-induced stress cracking
HISC
cracking due to a combination of load and hydrogen embrittlement caused by the ingress of hydrogen
formed at the steel surface due to the cathodic polarization
2 © ISO 2012 – All rights reserved

3.11
IR drop
voltage due to any current, measured between two points of the metal of the pipe or two points of the
electrolyte, such as seawater or seabed, in accordance with Ohm’s law
NOTE IR drop and electric field gradient are related terms.
3.12
master reference electrode
reference electrode, calibrated with the primary calibration reference electrode, used for verification of
reference electrodes that are used for field or laboratory measurements
3.13
mean current density
estimated average cathodic current density for the entire lifetime of the pipeline
NOTE Mean current density is expressed in amperes per square metre.
3.14
protection potential
structure-to-electrolyte potential for which the metal corrosion rate is considered as insignificant
3.15
pitting resistance equivalent number
PREN
number, developed to reflect and predict the pitting resistance of a stainless steel, based on the
proportions of Cr, Mo, W and N in the chemical composition of the alloy
3.16
primary calibration reference electrode
reference electrode used for calibration of master reference electrodes
3.17
remotely operated vehicle
ROV
underwater vehicle operated remotely from a surface vessel or installation
[ISO 14723]
3.18
riser
part of an offshore pipeline, including any subsea spool pieces, which extends from the seabed to the
pipeline termination point on an offshore installation
[ISO 13623]
3.19
utilization factor
µ
fraction of the anodic material weight of a galvanic anode that can be consumed before the anode ceases
to provide the minimum required current output
4 Symbols and abbreviated terms
4.1 Symbols
ε electrochemical capacity
f coating breakdown factor
c
µ utilization factor
4.2 Abbreviated terms
CAT cold-applied tape
CE carbon equivalent
CP cathodic protection
CRA corrosion-resistant alloy
EPDM ethylene propylene diene monomer
FBE fusion-bonded epoxy
HISC hydrogen-induced stress cracking
HSS heat-shrinkable sleeve
PE polyethylene
PP polypropylene
PREN pitting resistance equivalent number
PU polyurethane
ROV remotely operated vehicle
SCE saturated calomel electrode
SMYS specified minimum yield strength
SRB sulphate reducing bacteria
3LPE three-layer polyethylene
3LPP three-layer polypropylene
4 © ISO 2012 – All rights reserved

5 General
5.1 Competence assurance
Personnel who undertake the design, supervision of installation, commissioning, supervision of
operation, measurements, monitoring and supervision of maintenance of cathodic protection systems
shall have the appropriate level of competence for the tasks undertaken.
NOTE 1 EN 15257 or the NACE Cathodic Protection Training and Certification Programme constitute suitable
methods that can be used to assess competence of cathodic protection personnel.
NOTE 2 Competence of cathodic protection personnel to the appropriate level for tasks undertaken can be
demonstrated by certification in accordance with prequalification procedures such as EN 15257, the NACE
Cathodic Protection Training and Certification Programme or any other equivalent scheme.
5.2 Compliance
A quality system and an environmental management system should be applied to assist compliance
with the requirements of this part of ISO 15589.
NOTE ISO/TS 29001 gives sector-specific guidance on quality management systems and ISO 14001 gives
guidance on the selection and use of an environmental management system.
6 Cathodic protection system requirements
6.1 General
The CP system shall be designed to prevent external corrosion over the design life of the pipeline and to:
— provide sufficient current to the pipeline to be protected and distribute this current so that the
selected criteria for CP are effectively attained on the entire surface;
— provide a design life of the anode system commensurate with the required life of the protected
pipeline, or to provide for periodic rehabilitation of the anode system;
— provide adequate allowance for anticipated changes in current requirements with time;
— ensure that anodes are installed where the possibility of disturbance or damage is minimal;
— provide adequate monitoring facilities to test and evaluate the system’s performance.
The CP system shall be designed with due regard to environmental conditions and neighbouring structures.
Offshore pipelines that are protected by galvanic anode systems should be electrically isolated from
other pipelines and structures that are protected by impressed-current systems. Offshore pipelines
shall be isolated from other unprotected or less protected structures, which could drain current from
the pipeline’s CP system. If isolation is not practical or stray current problems are suspected, electrical
continuity should be ensured.
Care shall be taken to ensure that different CP systems of adjacent pipelines or structures are compatible
and that no excessive current drains from one system into an adjacent system.
The pipeline CP design shall take into account the pipeline installation method, the types of pipeline and
riser, and the burial and stabilization methods proposed. Further guidance is given in Annex G.
The CP system based on galvanic anodes shall be designed for the lifetime of the pipeline system using
the calculation procedure given in Annex A.
For areas with high water velocities and areas with erosion effects (e.g. from entrained sand, silt, ice particles),
the design of the CP system needs special attention and additional design criteria shall be considered.
Installation of permanent test facilities should be considered, taking into account specific parameters
such as pipeline length, water depth and underwater access related to the burial conditions.
ISO 15589-1 should be used for the cathodic protection of short lengths of offshore pipelines and their
branches that are directly connected to cathodically protected onshore pipelines.
6.2 Selection of CP systems
6.2.1 General
CP shall be achieved using either galvanic anodes or an impressed-current system. Galvanic anodes
shall be connected to the pipe, either individually or in groups
NOTE 1 Galvanic anodes are limited in current output by the anode-to-pipe driving voltage and the electrolyte
resistivity. Generally, anodes are attached directly to the pipe as bracelets. Sleds of anodes can also be placed at
regular intervals along the pipeline.
NOTE 2 Some pipelines can be protected by anodes located at each end. Typically, this type of installation
is used on inter-platform pipelines. Anodes for the pipeline can be attached to the platform if the pipeline is
electrically connected to the platform.
Items that shall be considered in selecting the system to be used are covered in 6.2.2.
6.2.2 System selection considerations
Selection of the CP system shall be based on the following considerations:
— magnitude of the protective current required;
— resistivity of the seawater;
— availability and location of suitable power sources for impressed-current systems;
— existence of any stray currents causing significant potential fluctuations between pipeline and
earth that can preclude the use of galvanic anodes;
— effects of any CP interference currents on adjacent structures that might limit the use of impressed-
current CP systems;
— limitations on the space available, due to the proximity of foreign structures, and related construction
and maintenance concerns;
— future development of the area and any anticipated future extensions to the pipeline system;
— cost of installation, operation and maintenance;
— reliability of the overall system;
— integrity of other pipelines and/or structures existing in the same area that could be affected by
impressed-current systems unless proper measures are taken to prevent these effects.
NOTE Impressed-current systems can be preferred on short pipelines which terminate at platforms that
have impressed-current systems installed or where an impressed-current system is operated from the shore.
Impressed-current systems can also be preferred as a retrofit system on pipelines with galvanic anode failures,
excessive anode consumption, operation beyond original design life or excessive coating deterioration. Impressed
current can also be the preferred method for high-resistivity water.
6.3 Isolating joints
Isolating joints should be considered at the following locations:
— at connections to onshore pipelines or onshore receiving facilities;
6 © ISO 2012 – All rights reserved

— at connections to pipelines that require different protection criteria;
— between cathodically protected pipelines and non-protected facilities or less protected facilities;
— between pipeline systems (or structures) protected by impressed current and galvanic anodes.
If isolating joints are used they shall be designed and installed to ensure long-term integrity and shall
be positioned to allow easy access for inspection and maintenance. Detailed design requirements are
given in ISO 15589-1.
7 Design parameters
7.1 General
The design of a pipeline CP system shall be based on:
— detailed information on the pipeline to be protected, including material, length, wall thickness,
outside diameter, pipe-laying procedures, route, laying conditions on the sea bottom, temperature
profile (operating and shut in) along its whole length, type and thickness of corrosion-protective
coating(s) for pipes and fittings, presence, type and thickness of thermal insulation, mechanical
protection and/or weight coating;
— environmental conditions, including diurnal and seasonal variations, such as seawater salinity,
temperature and resistivity, tides and seabed resistivity along the whole length of the pipeline;
— burial status (extent of backfilling after trenching or natural burial) and soil resistivity;
— design life of the system;
— information on existing pipelines in close proximity to or crossing the new pipeline, including
location, ownership and corrosion-control practices;
— information on existing CP systems (platforms, landfalls, subsea structures, etc.) and electrical
pipeline isolation;
— availability of electrical power, electrical isolating devices, electrical bonds;
— applicable local legislation;
— construction dates, start-up date (required for hot lines);
— presence of fittings, J-tubes, risers, clamps, wyes, tees and other appurtenances; and
— performance data on CP systems in the same environment.
If CP performance data for similar environments is not available (for example when moving into deeper
water), data on the seawater characteristics (dissolved oxygen, salinity, pH, sea currents, and fouling)
shall be obtained as these can affect cathodic polarization and calcareous deposit formation. For these
situations, the required information shall be obtained from field surveys and/or corrosion test data
including the following:
— protective current requirements to meet applicable criteria;
— electrical resistivity of the electrolyte, including seasonal changes if relevant;
— pipe burial depth (if buried) and identification of exposed span lengths and locations;
— water temperature at the seabed;
— oxygen concentration at the seabed;
— water flow rate at the seabed, including seasonal changes if relevant;
— seabed topography.
When reviewing operating experience, the following additional data should be considered:
— electrical continuity;
— electrical isolation;
— external coating integrity;
— deviation from specifications;
— maintenance and operating data.
Design procedures for the CP based on galvanic anode systems shall be in accordance with Annex A.
7.2 Protection potentials
7.2.1 Potential criteria
To ensure that adequate CP of a pipeline is being achieved, the measured potential shall be in accordance
with Table 1.
NOTE 1 The effectiveness of CP or other external corrosion-control measures can be confirmed by direct
measurement of the pipeline potential. However, visual observations of progressive coating deterioration and/or
corrosion, for example, are indicators of possible inadequate protection. Physical measurements of a loss of pipe
wall thickness, using divers, or using internal inspection devices such as intelligent pigs, can also indicate
deficiencies in the level of corrosion protection.
Table 1 — Potential criteria
a
Materials Minimum negative potential Maximum negative potential
V V
Carbon steels
b
Immersed in seawater − 0,80 − 1,10
f b
Buried in sediments − 0,90 − 1,10
g
Austenitic stainless steels
c d
PREN ≥ 40 − 0,30 − 1,10
c d
PREN < 40 − 0,50 − 1,10
d e
Duplex stainless steels − 0,50
d
Martensitic stainless (13 % Cr) − 0,50
e
steels
The potentials are referenced to an SCE reference electrode, which are equivalent to a silver/silver chloride
reference electrode (Ag/AgCl/seawater) in 30 Ω⋅cm seawater.
a
These negative limits also ensure negligible impact of CP on pipeline coatings.
b
Where pipeline systems are fabricated from high-strength steel (SMYS > 550 MPa), the most negative potential that
can be tolerated without causing hydrogen embrittlement shall be ascertained.
c
PREN = %Cr + 3,3 %(Mo+0,5W) + 16 %N.
d
For stainless steels, the minimum negative potentials apply for aerobic and anaerobic conditions.
e
Depending on the strength, specific metallurgical condition and stress level encountered in service, these alloys can
be susceptible to hydrogen embrittlement and cracking. If a risk of hydrogen embrittlement exists, then potentials more
negative than −0,8 V should be avoided. See also 7.2.3.
f
This covers the possibility of SRB activity and/or high pipeline temperature (T > 60°C).
g
If a metallurgical structure is not fully austenitic, these stainless steels can be susceptible to hydrogen-induced stress
cracking (HISC) and high negative potentials should be avoided.
8 © ISO 2012 – All rights reserved

The potential of the Ag/AgCl/seawater reference electrode is dependent upon the concentration of
chloride ions in the electrolyte, and hence the seawater resistivity. If the chloride concentration and
hence the resistivity is known to differ significantly from that of ordinary seawater (typically 3,5 % and
30 Ω⋅cm respectively), the protection potential criteria shall be adjusted in accordance with Figure 1.
NOTE 2 The term “Ag/AgCl/seawater (undersaturated) reference electrode” can be used for this electrode.
Key
1 potential, in volts
2 resistivity, in Ω⋅cm
Figure 1 — Nomogram for the correction of potential readings made with the Ag/AgCl/seawater
[17]
electrode in waters of varying resistivity against the SCE and Cu/CuSO reference electrodes
EXAMPLE If brackish water of 100 Ω⋅cm resistivity exists at the pipeline potential measurement site, the
least negative potential for the effective corrosion-protection electrode will be −0,84 V and not −0,80 V as given
in Table 1, with reference to the Ag/AgCl/seawater reference electrode.
Alternative reference electrodes for specific conditions are given in D.3.2.
7.2.2 HISC evaluation for martensitic and duplex stainless steel materials
HISC is a non-ductile mode of failure caused by an interaction between stresses, the cathodic protection
system and a susceptible material. A special assessment shall be carried out to ensure that the risk of
HISC is minimized. All load contributions causing stress and strain shall be included.
[8]
For duplex stainless steels, DNV-RP-F112 may be used to assess acceptable stresses and strains.
Fillet welds, doubler plates or aluminothermic welds should not be used directly on high-strength carbon
steels (SMYS > 550 MPa), martensitic or duplex stainless steel materials. Installation of galvanic anode
cables should be performed to special pipejoints consisting of internally clad carbon steel or other CRA
materials which are not susceptible to HISC.
7.2.3 Thermally sprayed aluminium
If a component with thermally sprayed aluminium is cathodically protected at potentials more negative
than −1,15 V, the thermally sprayed aluminium can suffer corrosion as a consequence of the build-up of
alkali at the metal/electrolyte interface. A polarized potential more negative than −1,15 V should not be
used unless previous test results or operating experience indicate that no significant corrosion will occur.
7.3 Design life
The design life of the pipeline CP system shall cover the period from initial installation to the end of
pipeline operation as a minimum. However, the possibility of future life extension or future pipeline
connections should be recognized at the design stage. Provisions should be made to accommodate
possible future events and this can include revised coating breakdown criteria and/or incorporating
facilities for future anode retrofits.
7.4 Design current densities for bare steel
7.4.1 General
The design current densities depend upon the seawater temperature, the oxygen content, the seawater
velocity and the ability to build up protective calcareous films on bare metal surfaces.
NOTE 1 In theory, three values of current density are significant: the initial, mean and final current densities,
which refer to the current density required to polarize the pipeline within a reasonable period of time (i.e. 1 to
2 months, initial), the current density necessary to maintain the polarization (mean), and the current density
necessary for an eventual repolarization which may occur close to the end of the pipeline life (final), e.g. after a
heavy storm. For a coated pipeline, the initial current density is never the critical constraint in the design, so it is not
considered further in Annex A. Pipelines are located on the seabed and depolarization in storms has not been found
to have a significant effect, so the same current density value can be used for the mean and final current densities.
If it is decided for a specific location that a higher final current density needs to be considered in the design
because of storms, a value which is 20 mA/m above the mean value for that temperature may be used.
For most applications in water depth of less than 500 m, the design current densities are dependent only
on the seawater temperature, and the current densities for non-buried pipelines should be assessed
from Figure 2.
10 © ISO 2012 – All rights reserved

Key
X seawater temperature, °C
Y current density, mA/m2
Figure 2 — Mean current density range for non-buried bare steel pipelines
In Figure 2, the lower current–density curve may be used where there are no significant changes in
oxygen content from surface to seabed, no build-up of protective calcareous films, and low to moderate
seabed currents (up to 2 knots).
If no other data are known, the upper curve in Figure 2 should be used.
NOTE 2 Calcareous deposits, formed on the exposed surfaces of the pipeline by the application of CP current,
reduce the current density required to maintain protective potentials and also improve current distribution.
Pipeline coatings also favour the formation of a dense calcareous deposit, because the initial current density is
rather high when defects are formed in the coating. However, the solubility of potential film-forming calcareous
deposits is dependent on temperature, and colder waters might not allow the formation of protective calcareous
deposits, or could require higher initial current density to achieve polarization.
NOTE 3 The lower curve was published in Reference [19]. This curve is based on test and field data from many
platform and pipeline locations world-wide, collected over a number of years. The upper curve is a conservative
curve fit of the data published in References [7] and [11] and, especially for deep waters, is generally accepted
by operators and represents the highest current density values reported normally for seawater saturated with
oxygen. The required current density values for a given field lie somewhere between these two extremes.
At temperatures below 6 °C, the mean design current density shall be 120 mA/m , unless otherwise
specified, as limited data are available for temperatures below 6 °C.
If the seawater temperature profile along the pipeline route is not known, the required current density
shall be based upon the minimum seabed temperature measured, which is usually the temperature at
the deepest location along the pipeline route.
If the seawater temperature profile along the pipeline route is known, the curves in Figure 2 should be
used with the averaged seawater temperatures to obtain current densities for each pipeline section. If
the annual average seawater temperature varies by more than 5 °C over the pipeline length, the pipeline
length should be split up into separate sections that cover intervals of no more than 5 °C each. The
averaged seawater temperature should be used for each section.The design current densities discussed
above are applicable for CP of bare carbon steel and stainless steel (austenitic, martensitic and duplex).
Current densities may alternatively be based on f
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 15589-2
Deuxième édition
2012-12-01
Industries du pétrole et du gaz
naturel — Protection cathodique des
systèmes de transport par conduites —
Partie 2:
Conduites en mer
Petroleum and natural gas industries — Cathodic protection of
pipeline transportation systems —
Part 2: Offshore pipelines
Numéro de référence
©
ISO 2012
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Publié en Suisse
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Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 2
4 Symboles et abréviations . 4
4.1 Symboles . 4
4.2 Abréviations . 4
5 Généralités . 5
5.1 Garantie de compétence . 5
5.2 Conformité . 5
6 Exigences relatives aux systèmes de CP . 5
6.1 Généralités . 5
6.2 Choix des systèmes de CP . 6
6.3 Joints isolants . 7
7 Paramètres de conception . 7
7.1 Généralités . 7
7.2 Potentiels de protection . 8
7.3 Durée de vie de calcul .11
7.4 Densités de courant de calcul pour l’acier nu.11
7.5 Coefficients de dégradation de revêtement .14
8 Anodes galvaniques .16
8.1 Conception du système .16
8.2 Choix du matériau des anodes .17
8.3 Propriétés électrochimiques .17
8.4 Forme des anodes et facteur d’utilisation .19
8.5 Considérations mécaniques et électriques .19
9 Fabrication des anodes galvaniques .19
9.1 Essai préalable à la fabrication .19
9.2 Revêtement .20
9.3 Matériaux destinés à l’âme des anodes .20
9.4 Matériaux des anodes en aluminium .20
9.5 Matériaux des anodes en zinc .21
10 Contrôle qualité des anodes galvaniques .21
10.1 Généralités .21
10.2 Âmes des anodes en acier . .21
10.3 Analyse chimique de l’alliage des anodes .22
10.4 Masse des anodes .22
10.5 Dimensions et rectitude des anodes .22
10.6 Dimensions et positionnement des âmes d’anodes .23
10.7 Irrégularités de surface des anodes .23
10.8 Fissures .24
10.9 Défauts internes et essais destructifs .25
10.10 Essais de contrôle qualité électrochimique .25
11 Installation des anodes galvaniques .26
12 Systèmes de CP à courant imposé .27
12.1 Sources et régulation du courant .27
12.2 Matériaux des anodes à courant imposé .28
12.3 Conception du système .28
12.4 Considérations relatives à la fabrication et à l’installation .29
12.5 Considérations mécaniques et électriques .29
13 Documentation .30
13.1 Documentation de conception, de fabrication et d’installation .30
13.2 Procédures de mise en service .31
13.3 Manuel d’utilisation et de maintenance .31
14 Fonctionnement, surveillance et maintenance des systèmes de CP .31
14.1 Généralités .31
14.2 Plans de surveillance .31
14.3 Réparations .32
Annexe A (normative) Procédures de conception de systèmes de CP à anodes galvaniques .33
Annexe B (normative) Atténuation de la protection .40
Annexe C (normative) Essais de performance des matériaux d’anodes galvaniques .44
Annexe D (normative) Surveillance et inspections de la CP .46
Annexe E (normative) Essais des anodes galvaniques en laboratoire pour le contrôle qualité .53
Annexe F (informative) Interférences .55
Annexe G (informative) Conception d’une canalisation vis-à-vis de la CP .57
Bibliographie .64
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Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d’organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l’ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’ISO participent également aux travaux.
L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne
la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives
ISO/CEI, Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d’élaborer les Normes internationales. Les projets de
Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote.
Leur publication comme Normes internationales requiert l’approbation de 75 % au moins des comités
membres votants.
L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l’objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable de
ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L’ISO 15589-2 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, sous-comité SC 2, Systèmes de transport
par conduites.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 15589-2:2004), qui a fait l’objet
d’une révision technique, comme suit:
— Dans l’Article 6, des recommandations concernant les joints isolants sont incluses.
— Dans l’Article 7, un paragraphe sur l’évaluation de la fissuration sous contrainte par l’hydrogène est
inclut.
— Dans l’Article 7, les coefficients de dégradation du revêtement ont été réorganisés en les classant
selon deux catégories, les coefficients de dégradation des revêtements «avec béton» et ceux des
revêtements «sans béton». Pour certains systèmes de revêtement, des valeurs plus conservatrices
ont été sélectionnées sur la base du retour de l’expérience courante de l’industrie.
— Dans l’Article 8, des recommandations concernant les propriétés électrochimiques des anodes pour
les applications en eau de mer présentant une faible salinité sont incluses.
— Les valeurs de conception concernant la capacité électrochimique dans l’Article 8 ont été réduites.
Des valeurs supérieures sont autorisées si elles sont correctement documentées.
— Le contrôle de la qualité des anodes a été adapté en ce qui concerne les tolérances dimensionnelles,
la rectitude, la masse, les irrégularités de surface et les fissures (voir Article 10).
— Les recommandations concernant le calcul d’atténuation ont été particulièrement développées. Une
nouvelle Annexe B a été introduite et comprend plusieurs exemples et des méthodes alternatives.
— Seuls les essais en couplage libre sont admis sur les anodes (voir Annexe C).
L’ISO 15589 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Industries du pétrole, de la
pétrochimie et du gaz naturel — Protection cathodique des systèmes de transport par conduites:
— Partie 1: Conduites terrestres
— Partie 2: Conduites en mer
Introduction
La révision technique de la présente partie de l’ISO 15589 a été réalisée afin de prendre en compte
les besoins de l’industrie et de faire passer la présente Norme internationale à un niveau supérieur de
service vis-à-vis de l’industrie pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel.
La protection cathodique des canalisations est réalisée par l’application sur la surface extérieure du
tube d’un courant continu suffisant pour que le potentiel de l’acier par rapport à l’électrolyte baisse sur
toute la surface à des valeurs telles que la corrosion extérieure soit réduite à un niveau négligeable.
La protection cathodique est normalement utilisée en association avec un système de revêtement
protecteur adapté, destiné à protéger les surfaces extérieures des canalisations en acier de la corrosion.
Il convient d’attirer l’attention des utilisateurs de la présente partie de l’ISO 15589 sur le fait que chaque
application individuelle peut nécessiter des exigences complémentaires ou différentes. La présente
partie de l’ISO 15589 ne vise pas à interdire l’utilisation d’équipements ou de solutions techniques autres
pour l’application prévue. Elle peut être particulièrement appropriée dans le cadre d’une technologie
innovante ou en développement. Si une autre alternative est proposée, il convient d’identifier toute
différence par rapport à la présente partie de l’ISO 15589 et de l’appuyer par des documents.
La présente partie de l’ISO 15589 peut également s’appliquer aux canalisations en mer ne relevant pas
des industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel.
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NORME INTERNATIONALE ISO 15589-2:2012(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Protection
cathodique des systèmes de transport par conduites —
Partie 2:
Conduites en mer
1 Domaine d’application
La présente partie de l’ISO 15589 spécifie les exigences et donne des recommandations quant aux
campagnes d’inspection avant installation, à la conception, aux matériaux, aux équipements, à la
fabrication, à l’installation, à la mise en service, à l’exploitation, à l’inspection et à la maintenance des
systèmes de protection cathodique destinés aux canalisations en mer pour les industries du pétrole, de
la pétrochimie et du gaz naturel telles que définies dans l’ISO 13623.
La présente partie de l’ISO 15589 est applicable aux canalisations en acier au carbone et en acier
inoxydable ainsi qu’aux canalisations flexibles utilisées en mer.
La présente partie de l’ISO 15589 est applicable aux rénovations, modifications ou réparations effectuées
sur les systèmes existants sur canalisations.
La présente partie de l’ISO 15589 s’applique à tous les types d’environnements en eau de mer ou fond marin
rencontrés en configuration submergée et sur les risers (colonnes montantes) jusqu’au niveau d’eau moyen.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables à 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 1461, Revêtements par galvanisation à chaud sur produits finis en fonte et en acier — Spécifications et
méthodes d’essai
ISO 8044, Corrosion des métaux et alliages — Termes principaux et définitions
ISO 8501-1, Préparation des subjectiles d’acier avant application de peintures et de produits assimilés —
Évaluation visuelle de la propreté d’un subjectile — Partie 1: Degrés de rouille et degrés de préparation
des subjectiles d’acier non recouverts et des subjectiles d’acier après décapage sur toute la surface des
revêtements précédents
ISO 9606-1, Épreuve de qualification des soudeurs — Soudage par fusion — Partie 1: Aciers
ISO 13623, Industries du pétrole et du gaz naturel — Systèmes de transport par conduites
ISO 15589-1, Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Protection cathodique des
systèmes de transport par conduites — Partie 2: Conduites terrestres
ISO 15607, Descriptif et qualification d’un mode opératoire de soudage pour les matériaux métalliques —
Règles générales
1)
ASTM D 1141 , Standard Practice for the Preparation of Substitute Ocean Water
1) American Society for Testing and Materials, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA 19428-2959, USA.
2)
AWS D1.1/D1.1M , Structural Welding Code — Steel
3)
EN 10025 (toutes les parties) , Produits laminés à chaud en aciers de construction
EN 10204:2004, Produits métalliques — Types de documents de contrôle
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions donnés dans l’ISO 8044 ainsi que les
suivants s’appliquent.
3.1
potentiel d’anode
potentiel d’une anode par rapport à l’électrolyte
3.2
traîneau d’anodes
anodes installées sur une structure et reliées à la canalisation par un câble
3.3
potentiel d’anode en circuit fermé
potentiel d’anode lorsqu’elle est reliée électriquement à la canalisation à protéger
3.4
coefficient de dégradation du revêtement
f
c
rapport de la densité de courant nécessaire pour polariser une surface en acier revêtu par comparaison
à une surface en acier nu
3.5
reprise
discontinuité d’une surface horizontale due à la solidification du ménisque des anodes partiellement
coulées suite à un écoulement interrompu du jet de coulée
3.6
tension disponible
différence entre le potentiel de la canalisation par rapport à l’électrolyte et le potentiel de l’anode par
rapport à l’électrolyte lorsque la protection cathodique fonctionne
3.7
gradient de champ électrique
variation de potentiel électrique par unité de distance à travers un milieu conducteur, suite au passage
d’un courant électrique
3.8
capacité électrochimique
ε
quantité totale de charge électrique produite lorsqu’une masse fixe (en général, 1 kg) de matériau
d’anode est consommée électrochimiquement.
NOTE La capacité électrochimique est exprimée en ampères heures.
2) The American Welding Society, 550 NW Le Jeune Road, Miami, FL 33126, USA.
3) The European Committee for Standardization, Management Centre, Avenue Marnix 17, B-1000, Brussels,
Belgium.
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3.9
densité de courant finale
estimation de la densité de courant en fin de durée de vie de la canalisation
NOTE La densité de courant finale est exprimée en ampères par mètre carré.
3.10
fissuration sous contrainte par l’hydrogène
HISC
fissuration due à une combinaison de charge et de fragilisation par l’hydrogène provoquée par l’entrée
d’hydrogène formé au niveau de la surface d’acier en raison de la polarisation cathodique
3.11
chute ohmique
tension due à un courant quelconque, mesurée entre deux points du métal de la conduite ou deux points
de l’électrolyte, comme l’eau de mer ou le fond marin, conformément à la loi d’Ohm
NOTE La chute ohmique et le gradient de champ électrique sont des termes associés.
3.12
électrode de référence maîtresse
électrode de référence, étalonnée avec l’électrode de référence d’étalonnage primaire, employée pour la
vérification des électrodes de référence employées pour les mesurages sur site ou en laboratoire
3.13
densité de courant moyenne
estimation de la densité de courant cathodique moyenne pendant toute la durée de vie de la canalisation
NOTE la densité de courant moyenne est exprimée en ampères par mètre carré.
3.14
potentiel de protection
potentiel ouvrage-électrolyte pour lequel la vitesse de corrosion du métal est considérée comme négligeable
3.15
indice de résistance à la corrosion par piqûration
PREN
indice, développé pour refléter et prévoir la résistance à la corrosion par piqûration d’un acier inoxydable,
sur la base des proportions de Cr, Mo, W et N dans la composition chimique de l’alliage
3.16
électrode de référence d’étalonnage primaire
électrode de référence utilisée pour l’étalonnage d’électrodes de référence maîtresses
3.17
véhicule commandé à distance
ROV
véhicule sous-marin actionné à distance depuis un navire ou une installation en surface
[ISO 14723]
3.18
riser
colonne montante
partie d’une canalisation en mer comprenant les manchettes de raccordement immergées, qui s’étend du
fond de la mer jusqu’au point de terminaison de la canalisation sur une installation en mer
[ISO 13623]
3.19
facteur d’utilisation
µ
fraction du poids d’un matériau anodique d’une anode galvanique qui peut être consommée avant que
l’anode ne cesse de fournir l’intensité de courant minimale requise
4 Symboles et abréviations
4.1 Symboles
ε capacité électrochimique
f coefficient de dégradation du revêtement
c
µ facteur d’utilisation
4.2 Abréviations
CAT cold applied tape (bande appliquée à froid)
CE carbon equivalent (carbone équivalent)
CP cathodic protection (protection cathodique)
CRA corrosion resistant alloy (alliage résistant à la corrosion)
EPDM monomère d’éthylène-propylène-diène
FBE fusion bonded epoxy (résine époxy appliquée par fusion)
HSC hydrogen induced stress cracking (fissuration sous contrainte par l’hydrogène)
HSS heat shrink sleeve (manchon thermorétractable)
PE polyéthylène
PP polypropylène
PREN pitting resistance equivalent number (indice de résistance à la corrosion par piqûration)
PU polyuréthane
ROV remotely operated vehicle (véhicule commandé à distance)
SCE saturated calomel electrode (électrode au calomel saturé)
SMYS specified minimum yield strength (limite d’élasticité minimale spécifiée)
SRB sulphate reducing bacteria (bactéries sulfato-réductrices)
3LPE polyéthylène tricouche
3LPP polypropylène tricouche
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5 Généralités
5.1 Garantie de compétence
Le personnel en charge de la conception, de la supervision de l’installation, de la mise en service, de la
supervision du fonctionnement, des mesurages, de la surveillance et de la supervision de la maintenance
des systèmes de protection cathodique doit avoir le niveau approprié de compétence pour les tâches qui
lui sont confiées.
NOTE 1 L’EN 15257 ou le document NACE intitulé «Cathodic Protection Training and Certification Programme»
(Programme de formation et de certification en matière de protection cathodique), constituent des méthodes
appropriées d’évaluation de la compétence du personnel de protection cathodique qui peuvent être utilisées.
NOTE 2 Il convient de démontrer la compétence du personnel de protection cathodique pour le niveau approprié
des tâches par une certification conforme à des procédures de préqualification telles que l’EN 15257, le document
NACE intitulé «Cathodic Protection Training and Certification Programme» ou tout autre système équivalent.
5.2 Conformité
Il convient d’appliquer un système qualité et un système de gestion environnementale afin de favoriser
la conformité aux exigences de la présente partie de l’ISO 15589.
NOTE L’ISO/TS 29001 fournit des lignes directrices propres au secteur sur les systèmes de gestion de la
qualité et l’ISO 14001 donne des indications sur le choix et l’utilisation d’un système de gestion environnementale.
6 Exigences relatives aux systèmes de CP
6.1 Généralités
Le système de CP doit être conçu pour empêcher la corrosion externe pendant toute la durée de vie de
calcul de la canalisation et pour
— fournir un courant suffisant à la canalisation à protéger et distribuer ce courant de façon à atteindre
réellement les critères choisis pour la CP sur toute la surface,
— fournir une durée de vie de calcul du système d’anodes qui soit proportionnelle à la durée de vie
nécessaire de la canalisation protégée ou permettre une réhabilitation régulière du système d’anodes,
— assurer une marge appropriée aux variations anticipées en besoins en courant avec le temps,
— faire en sorte que les anodes soient installées à un endroit présentant un risque minimal de
perturbation ou d’endommagement,
— fournir des dispositifs de surveillance adéquats pour soumettre à essai et évaluer les
performances du système.
La conception du système de CP doit tenir compte des conditions environnementales et des ouvrages voisins.
Il convient d’isoler électriquement les canalisations en mer protégées par des systèmes à anodes
galvaniques des autres canalisations et ouvrages protégés par des systèmes à courant imposé. Les
canalisations en mer doivent être isolées des autres ouvrages non ou peu protégés, qui pourraient
consommer le courant du système de CP des canalisations. Si un isolement n’est pas réalisable ou si des
problèmes de courants vagabonds sont suspectés, il convient d’assurer la continuité électrique.
La compatibilité des différents systèmes de CP de canalisations ou ouvrages attenants et l’absence
d’échange de courant excessif entre deux systèmes adjacents doivent faire l’objet d’une attention
particulière.
La conception du système de CP d’une canalisation doit tenir compte de la méthode d’installation de la
canalisation, des types de canalisation et de riser et des méthodes d’enfouissement et de stabilisation
proposées. D’autres indications sont données dans l’Annexe G.
Le système de CP fondé sur les anodes galvaniques doit être conçu pour toute la durée de vie du système
de canalisations à l’aide de la méthode de calcul donnée dans l’Annexe A.
Dans les zones où la vitesse de l’eau est importante ou celles sujettes aux effets de l’érosion (par exemple,
à cause de sable, de vase, de particules de glace entraînés), la conception du système de CP requiert une
attention particulière et des critères de conception supplémentaires doit être envisagé.
Il est recommandé de mettre en place des installations d’essai permanentes en tenant compte de
certains paramètres spécifiques: longueur de la canalisation, profondeur d’eau et accès sous-marin lié
aux conditions d’enfouissement.
Il convient d’utiliser l’ISO 15589-1 pour la protection cathodique de petites longueurs de canalisations
en mer et de leurs ramifications qui sont directement reliées à des canalisations terrestres protégées
par un système de protection cathodique.
6.2 Choix des systèmes de CP
6.2.1 Généralités
Une protection cathodique doit être réalisée soit par un système à anodes galvaniques, soit par
un système à courant imposé. Les anodes galvaniques doivent être raccordées à la canalisation
individuellement ou en groupes.
NOTE 1 L’intensité du courant débité par les anodes galvaniques est limitée par la tension disponible anode
par rapport à canalisation et la résistivité de l’électrolyte. En général, les anodes sont fixées directement à la
canalisation sous la forme de bracelets. On peut également placer des traîneaux d’anodes à intervalles réguliers le
long de la canalisation.
NOTE 2 Certaines canalisations peuvent être protégées par des anodes situées à chaque extrémité. Ce
type d’installation s’utilise typiquement sur des canalisations entre plates-formes. Les anodes destinées à la
canalisation peuvent être fixées à la plate-forme si la canalisation est reliée électriquement à la plate-forme.
Les différents aspects qui doivent être pris en compte lors du choix d’un système à utiliser sont
exposés en 6.2.2.
6.2.2 Considérations pour le choix d’un système
Le choix d’un système de CP doit reposer sur les considérations suivantes:
— grandeur du courant de protection nécessaire;
— résistivité de l’eau de mer;
— disponibilité et emplacement des sources d’alimentation adéquates pour les systèmes à courant imposé;
— présence de courants vagabonds causant des variations significatives de potentiel entre la
canalisation et la terre pouvant exclure l’utilisation d’anodes galvaniques;
— effets de courants de CP d’interférence sur des ouvrages attenants pouvant limiter l’utilisation de
systèmes de CP à courant imposé;
— espace disponible limité en raison de la proximité d’ouvrages étrangers et de questions de
construction et de maintenance associées;
— développement ultérieur de la zone et extensions prévues pour le système de canalisations;
— coûts d’installation, d’exploitation et de maintenance;
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— fiabilité du système global;
— intégrité d’autres canalisations et/ou ouvrages présents dans la même zone, qui pourrait être affectée
par les systèmes à courant imposé si aucune mesure appropriée n’est prise pour éviter ces effets.
NOTE On peut privilégier les systèmes à courant imposé pour des canalisations courtes qui sont raccordées
à des plates-formes dotées d’un système à courant imposé ou lorsqu’un système à courant imposé est exploité
depuis le littoral. De même, on peut privilégier les systèmes à courant imposé pour la rénovation de canalisations
dont les anodes galvaniques sont défaillantes, où la consommation des anodes est excessive, qui ont dépassé leur
durée de vie de calcul initiale ou dont le revêtement est trop détérioré. On peut également privilégier les systèmes
à courant imposé lorsque l’eau présente une résistivité élevée.
6.3 Joints isolants
Il convient d’envisager la mise en place de joints isolants aux endroits suivants:
— aux points de raccordement avec des canalisations ou des installations de réception terrestres;
— aux points de raccordement avec des canalisations nécessitant des critères de protection différents;
— entre des canalisations dotées d’une protection cathodique et des installations non protégées ou
moins bien protégées;
— entre des systèmes de canalisations (ou ouvrages) protégés par un courant imposé et des anodes
galvaniques.
En cas de recours à des joints isolants, ces derniers doivent être conçus et posés pour assurer une intégrité
à long terme et positionnés de façon à permettre un accès rapide pour l’inspection et la maintenance.
L’ISO 15589-1 fournit des exigences de conception détaillées.
7 Paramètres de conception
7.1 Généralités
La conception d’un système de CP de canalisation doit reposer sur
— des informations détaillées sur la canalisation à protéger, notamment le matériau, la longueur,
l’épaisseur de paroi, le diamètre extérieur, les procédures de pose, le trajet, les conditions de pose
sur le fond marin, le profil des températures (en fonctionnement et à l’arrêt) sur toute la longueur,
le type et l’épaisseur du ou des revêtements assurant une protection contre la corrosion des tubes
et raccords, la présence, le type et l’épaisseur d’un revêtement d’isolation thermique, de protection
mécanique et/ou de lestage,
— les conditions environnementales, incluant les variations quotidiennes et saisonnières, telles que la
salinité, la température et la résistivité de l’eau de mer, les marées et la résistivité du fond marin, sur
toute la longueur de la canalisation,
— l’état d’enfouissement (niveau de remblayage après des travaux de tranchée ou un enfouissement
naturel) et la résistivité du sol,
— la durée de vie de calcul du système,
— des informations sur les canalisations se trouvant tout près de la nouvelle canalisation ou traversant
celle-ci, notamment leur emplacement, leur propriétaire et leur mode de lutte contre la corrosion,
— des informations sur les systèmes de CP existants (plates-formes, attérrages, ouvrages sous-marins,
etc.) et l’isolement électrique de la canalisation,
— la disponibilité d’une alimentation électrique, de dispositifs d’isolement électrique et de liaisons
électriques,
— la législation locale en vigueur,
— les dates de construction et de démarrage (nécessaires pour les canalisations chaudes),
— la présence de raccords, tubes en J, risers, colliers de serrage, raccords en Y, tés et autres accessoires,
— les données de comportement sur d’autres systèmes de CP dans le même environnement.
En l’absence de données sur le comportement de systèmes de CP dans des environnements similaires
(par exemple en allant vers des eaux plus profondes), des données sur les caractéristiques de l’eau de
mer (oxygène dissous, salinité, pH, courants marins et salissures marines) doivent être obtenues car
celles-ci peuvent influer sur la polarisation cathodique et la formation des dépôts calco-magnésiens.
Dans ces cas, les informations nécessaires doivent être extraites de mesurages de terrain et/ou de
données d’essais de corrosion, incluant les suivantes:
— courant de protection requis pour répondre aux critères applicables;
— résistivité électrique de l’électrolyte, incluant les variations saisonnières le cas échéant;
— profondeur d’enfouissement du tube (si enfoui) et identification des longueurs et emplacements de
portées exposés;
— température de l’eau au niveau du fond marin;
— concentration d’oxygène au niveau du fond marin;
— vitesse de l’eau au niveau du fond marin, incluant les variations saisonnières le cas échéant;
— topographie du fond marin.
Lors de l’examen d’une expérience d’exploitation, il convient de tenir compte des données
complémentaires suivantes:
— continuité électrique;
— isolement électrique;
— intégrité du revêtement extérieur;
— écart par rapport aux spécifications;
— données de maintenance et d’exploitation.
Les procédures de conception des systèmes de CP à anodes galvaniques doivent être conformes à l’Annexe A.
7.2 Potentiels de protection
7.2.1 Critères de potentiels
Pour assurer la réalisation d’une CP correcte d’une canalisation, le potentiel mesuré doit être conforme
au Tableau 1.
NOTE 1 L’efficacité de la CP ou d’autres mesures de lutte contre la corrosion extérieure peut être confirmée
en mesurant directement le potentiel de la canalisation. Toutefois, des observations visuelles de la détérioration
progressive du revêtement et/ou de la corrosion, par exemple, peuvent révéler l’inadéquation possible de la
protection. Des mesurages physiques de la perte d’épaisseur de paroi de la canalisation, effectués par des
plongeurs ou avec des dispositifs d’inspection internes tels que des racleurs intelligents peuvent également
révéler des insuffisances au niveau de la protection contre la corrosion.
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Tableau 1 — Critères de potentiels
a
Matériaux Potentiel négatif minimal Potentiel négatif maximal
V V
Aciers au carbone
b
Immergés dans l’eau de mer − 0,80 − 1,10
f b
Enfouis dans des sédiments − 0,90 − 1,10
g
Aciers inoxydables austénitiques
c d
PREN ≥ 40 − 0,30 − 1,10
c d
PREN < 40 − 0,50 − 1,10
d e
Aciers inoxydables duplex − 0,50
d e
Aciers inoxydables martensitiques (13 % Cr) − 0,50
Les potentiels sont rapportésà une électrode de référence SCE, ce qui équivaut à une électrode de référence
.
argent/chlorure d’argent (Ag/AgCl/eau de mer) dans de l’eau de mer à 30 Ω cm.
a
Ces limites négatives assurent également un très faible impact de la CP sur les revêtements des canalisations.
b Lorsque les systèmes de canalisations sont fabriqués à partir d’acier à haute résistance (SMYS > 550 MPa), le potentiel
le plus négatif pouvant être toléré sans causer de fragilisation par l’hydrogène doit être établi.
c
PREN = %Cr + 3,3 %(Mo + 0,5W) + 16 %N.
d
Pour les aciers inoxydables, les potentiels négatifs minimaux concernent les conditions aérobies et anaérobies.
e
En fonction de la résistance, de l’état métallurgique particulier et du niveau de contrainte rencontré en service, ces
alliages peuvent être sujets à une fragilisation par l’hydrogène et à une fissuration. S’il existe un risque de fragilisation par
l’hydrogène, il convient alors d’éviter les potentiels plus négatifs que -0,8 V. Voir aussi 7.2.3.
f
Ceci couvre l’éventualité d’une activité de SRB et/ou d’une température élevée des canalisations (T > 60°C).
g
Si la structure métallurgique n’est pas totalement austénitique, ces aciers inoxydables peuvent être sujets à une
fissuration sous contrainte par l’hydrogène (HSC) et il convient d’éviter les potentiels fortement négatifs.
Le potentiel de l’électrode de référence Ag/AgCl/eau de mer dépend de la concentration d’ions
chlorure dans l’électrolyte et par conséquent de la résistivité de l’eau de mer. Si la concentration en
chlorure, et par conséquent la résistivité, s’avèrent très différentes de celles d’une eau de mer ordinaire
(respectivement 3,5 % et 30 Ω⋅cm en règle générale), les critères de potentiels de protection doivent être
ajustés en accord avec la Figure 1.
NOTE 2 Le terme «électrode de référence Ag/AgCl/eau de mer (sous-saturée)» peut être utilisé pour désigner
cette électrode.
Légende
1 potentie, en volts
2 résistivité, en Ω⋅cm
Figure 1 — Nomogramme de correction des mesurages de potentiels effectués avec l’électrode
Ag/AgCl/eau de mer dans des eaux de résistivité variable par rapport aux électrodes de
[16]
référence SCE et Cu/CuSO
EXEMPLE Si de l’eau saumâtre d’une résistivité de 100 Ω⋅cm est présente sur le site de mesurage du potentiel de
la canalisation, le potentiel le moins négatif de l’électrode pour une protection efficace contre la corrosion sera -0,84 V
et non -0,80 V comme indiqué dans le Tableau 1, par comparaison à l’électrode de référence Ag/AgCl/eau de mer.
D’autres électrodes de référence pour des conditions particulières sont données en D.3.2.
7.2.2 Evaluation de la HISC pour les matériaux en acier inoxydable duplex et martensitiques
La HISC est un mode de défaillance non ductile causé par une interaction entre des contraintes, le système
de protection cathodique et un matériau sensible. Une évaluation spécifique doit être effectuée pour
s’assurer que le risque de HISC est réduit au minimum. Toutes les contributions de charge occasionnant
une contrainte ou une déformation doivent être incluses.
[8]
Pour les aciers inoxydables duplex, le document DNV-RP-F112 peut être utilisé pour estimer les
contraintes et déformations acceptables.
Il convient de ne pas utiliser de soudages d’angle, de doublantes ou de soudages aluminothermiques
directement sur les aciers au carbone à haute résistance (SMYS > 550 MPa) et les matériaux en acier
inoxydable duplex ou martensitique. Il convient d’installer les câbles d’anodes galvaniques sur des
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tubes spéciaux constitués d’acier au carbone gainés intérieurement ou d’autres matériaux CRA non
sensibles à la HISC.
7.2.3 Aluminium projeté à chaud
Si un composant comportant de l’aluminium projeté à chaud est protégé cathodiquement à des potentiels
plus négatifs que −1,15 V, l’aluminium projeté à chaud pourra subir une corrosion suite à l’accumulation
d’alcalis au niveau de l’interface métal/électrolyte. Il convient de ne pas utiliser un potentiel polarisé
plus négatif que −1,15 V à moins que les résultats d’essais antérieurs ou une expérience en service ne
révèlent aucun risque de corrosion importante.
7.3 Durée de vie de calcul
La durée de vie de calcul du système de CP de la canalisation doit s’étendre, au minimum, de la période
d’installation initiale à la fin de l’exploitation de la canalisation. Cependant, il convient
...