Corrosion et normalisation dans l’industrie du pétrole et ...€¦ · Les enjeux de la corrosion dans l’industrie Des enjeux financiers, de sécurité des installations et des

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Corrosion et normalisation dans l’industrie du pétrole et du gaz

Marcel Roche

Jean Kittel

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

2

Plan de la présentation

Quelques mots sur le CEFRACOR et sur IFP Energies

nouvelles

Introduction : corrosion et milieux corrosifs de l’amont

pétrolier

Les acteurs de la normalisation concernés

Corrosion interne

Corrosion externe (ou par les eaux externes à la production)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Le CEFRACOR

3

« Société savante » de type Association loi de 1901, née en

1989 de la fusion de l’AIAC (Association des Ingénieurs en

Anti-Corrosion), créée en 1952, avec le premier CEFRACOR

(Centre Français de la Corrosion), créé en 1960

740 membres (personnes morales et physiques) : industrie,

enseignement, recherche, centres scientifiques et techniques

Membre de la Fédération Européenne de la Corrosion (EFC),

la Fédération Française pour les sciences de la Chimie (FFC),

la Fédération Française des Matériaux (FFM), l’Association

pour la Certification et la Qualification des Peintures

Anticorrosion (ACQPA), la World Corrosion Organization

(WCO), etc…

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Fédérer les personnes

Promouvoir le transfert des connaissances et la formation

Organiser congrès, colloques, rencontres

Contribuer aux actions normatives (adhésion à l’AFNOR,

membre de la Commission A05AG)

Gérer la certification des personnes en protection

cathodique (accréditée COFRAC)

15 Commissions d’études dont Corrosion dans les

Industries Pétrolières, Gazières et Chimiques (CIPGC)

présidée par Jean Kittel

Un site Web principal www.cefracor.org (Espace d’accès

public et Espace adhérents) et 4 sites spécifiques

Les objectifs et moyens

http://www.cefracor.org/

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

11 au 15 Septembre 2016 au

Corum de Montpellier

Co-organisé par le CEFRACOR, la

FFC et l’École Nationale

Supérieure de Chimie de Paris

(Chimie ParisTech), avec le

concours de la DECHEMA et de la

SFV

Implication du GEP AFTP (et de

SPE France) sollicitée par la

Commission CIPGC

Eurocorr 2016

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

IFPEN, sa vocation et ses missions

IFPEN : un acteur public (EPIC) de la recherche et de la

formation

Un champ d’action international, qui couvre les domaines

de l’énergie, du transport et de l’environnement

De la recherche à l’industrie, l’innovation technologique est

au coeur de son action Une R&I au service de la transition énergétique

Hydrocarbures, transports, énergies renouvellables,

Un modèle économique fondé sur la création de valeur

Vente de licences, de procédés, de logiciels et d’équipements, via ses filiales et

participations

Projets collaboratifs

Accompagnement de PME/PMI dans les éco-industries

6

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

© 2

015 -

IFP

En

erg

ies n

ou

vell

es

7

1 661 personnes*, dont 1 139

chercheurs (ingénieurs et

techniciens), basés à

Rueil-Malmaison et à Lyon

112 thésards et 21 postdoctorants

Plus de 50 métiers représentés :

du géologue au motoriste

Financement : budget de l'État et

ressources propres provenant de

partenaires privés français et étrangers

Budget 2013 : 289,9 M€ dont 238,5 M€

pour la R&D

En 2013 :

12 000 brevets vivants

Plus de 200 articles publiés dans des

revues scientifiques internationales

25 directeurs experts et experts

De nombreux chercheurs primés

* effectif moyen équivalent temps plein

Carte d’identité

Un environnement technique de

très haut niveau

moyens d'essais

équipements

supercalculateur de 110 Teraflops

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

© 2

015 -

IFP

En

erg

ies n

ou

vell

es

17

Portefeuille des participations industrielles(*)

* au 19 février 2015

** filiale à 100 %

Procédés catalytiques

raffinage et pétrochimie

Axens100 %

Eurecat50 %

Ingénierie

groupe motopropulseur (GMP)

D2T100 %

Ingénierie

Stockage CO2

Geogreen3 %

Heurtey Petrochem37 %

Ingénierie fours de

raffinage, pétrochimie et

hydrogène

Conseil et logiciels en géosciences

Beicip-Franlab100 %

Tech'Advantage100 %

Formation

IFP Training62 %

Fonds d'investissement

énergie et environnement

3EDemeter / Demeter 2 /

Demeter 3 Amorçage /

Demeter 4 INFRA

CGG4 %

Technip3 %

IFP Technologies Canada100 %

Tech'Advantage100 %

Fonds régional

Rhône-Alpes

Mavel24 %

Prosernat**

RSI**

easyLi23 %

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Introduction : corrosion et milieux corrosifs de l’amont pétrolier

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Norme ISO 8044 "Corrosion des métaux et alliages – Termes

principaux et définitions "

La Corrosion (métallique) est une interaction physico-

chimique entre métal (ou alliage) et son environnement,

conduisant à une dégradation du système fonctionnel

représenté par le métal (perte de matière, fissuration) ou

l’environnement (contamination)

C’est un processus naturel de retour des métaux extraits des

minerais par les procédés de métallurgie vers des espèces

oxydées (oxydes, carbonates, sulfures, …)

Quelques définitions

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

METAL

Électrolyte (environnement)

Oxydation de la

phase métallique

Fe → Fe²+ + 2 e-

Réduction d'espèces

oxydantes dans la phase

aqueuse

2 H2O + O2 + 4 e- → 4 OH-

H+ + e - → ½ H2

Anode

(corrosion)

Cathode

(protection)

2e

Ic

Ia

La pile de corrosion

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Les enjeux de la corrosion dans l’industrie

Des enjeux financiers, de sécurité des installations et

des personnes, et environnementaux

Coûts de prévention, de traitement, d’inspection

Coûts de réparation et de remplacement

Pertes de production

Impacts sur l’image de l’industriel

Un coût estimé à 2 à 4 % du PIB dans les pays

industrialisés

Dans le pétrole et gaz

0,29 (étude filiales Elf en 1995/96) à 1 $/bep

0,47 $/bep dans étude américaine de 1998

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Amont pétrolier : identification des environnements corrosifs

Corrosion interne

HC (huile, gaz)

Gaz acides (CO2, H2S) et

acides organiques

Eaux (de condensation, de

gisement, de mer)

Sels (Na+, K+, Ca2+, Mg2+,

Cl-, SO42-, CO3

2-, HCO3-)

Bactéries

En température et sous

pression

13

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Amont pétrolier : identification des environnements corrosifs

Corrosion externe

Sols et sous-sols

(canalisations enterrées,

casings de puits)

Eau de mer et fonds marins

Atmosphères

14

Oléoduc Transalaska (Cori Holsthouser)

Champ Dalia, Angola (Total)

gazprom.com

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

SOLUTIONS

POSSIBLES Ne rien faire…

(réparations,

remplacement)

Matériau "corrodable"

+ PROTECTION

matériau "résistant

à la corrosion"

La Maîtrise de la Corrosion : méthodes de base

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Les acteurs de la normalisation concernés

Corrosion Peinture anticorrosion Pétrole et gaz

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Les acteurs pour la corrosion

17

ISO/TC 156

Corrosion des métaux et alliages - Terminologie (WG 1)

- Fissuration sous les effets de l'environnement (WG 2) - Essais de corrosion atmosphérique et classification de

la corrosivité de l'atmosphère (WG 4) - Corrosion intergranulaire (WG 5)

- Principes généraux des essais et interprétation des données (WG 6)

- Essais de corrosion accélérés (WG 7) - Essais de corrosion des matériaux utilisés pour la

production d'énergie (WG 9)

- Protection cathodique des structures métalliques enterrées

et immergées (WG 10) - Méthodes d'essais électrochimiques (WG 11)

- Inhibiteurs de corrosion, d'écaillage et d'encrassement (WG 12)

- Corrosion à haute température (WG 13) - Tribo-corrosion (WG 14)

AFNOR A05AG

Corrosion et protection des matériaux métalliques – Revêtements métalliques et inorganiques

CEN/TC 219

Protection cathodique (PC)

- PC des ouvrages

métalliques enterrés et

immergés (WG 1) - PC de l’acier dans le

béton (WG 2) - PC des ouvrages en acier

dans l'eau de mer (WG 3) - PC interne des structures

métalliques (WG 4)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Les acteurs pour la peinture anticorrosion

18

ISO/TC 35/SC14

Peintures et vernis – Protection

contre la corrosion des structures en

acier par systèmes de peinture

AFNOR T30A

Revêtements organiques : peintures et vernis

CEN

TC 139

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Les acteurs spécifiques pour le pétrole et gaz

19

ISO/TC 67

Materials, equipment and offshore structures for petroleum,

petrochemical and natural gas industrie

ISO/TC 67/WG7

Corrosion Resistant Materials

ISO/TC 67/WG8

Materials, Corrosion Control, Welding and Jointing, and NDE

Pipeline Transportation Systems

ISO/TC 67/SC2

External Pipeline Protective Coatings

ISO/TC 67/SC2/WG14

Pipeline Cathodic Protection

ISO/TC 67/SC2/WG11

BNPé

Bureau de Normalisation du Pétrole

BNAcier

BNAC 110

AFNOR

CEN

TC 12

ECISS

TC110

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Corrosion interne

Mécanismes et prévention Etudes de cas Normalisation

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

CORROSION PAR LE CO2

21

Corrosion par le CO2 de type MESA attack

Source : octane.nmt.edu

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

22

Corrosion par le CO2

Le CO2 est un gaz soluble

et un diacide faible

OdG: 1 bar CO2 pH ≈ 4

Corrosion en milieu acide

Précipitation de carbonate de fer

CO2 + H2O H2CO3

H2CO3 H+ + HCO3-

HCO3- H+ + CO3

2-

Fe Fe2+ + 2e-

H+ + e- H

Fe2+ + 2HCO3- FeCO3 + H2CO3

CO2 corrosion rates (EFC 16)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Corrosion par le CO2

Mode de corrosion complexe, très lié à la stabilité des

dépôts de carbonate de fer :

Dépôts adhérents ou non (effets de l’hydrodynamique)

Dépôts denses ou poreux (effet des autres sels, acétates, Ca2+…)

Règle du pouce ancienne pour estimer les risques de

corrosion par CO2 :

Insignifiant quand PCO2 < 0.5 bar

Intermédiaire quand 0.5 bar < PCO2 < 2 bar

Elevé quand PCO2 > 2 bar

23

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Manifestations les plus courantes : Top of line corrosion

Mécanisme

Canalisations de gaz humides

chauds

Condensation d’eau en voûte

(points froids)

Acidification (CO2 et acides

organiques légers)

Corrosion locale très rapide

(1 à 10 mm/an)

Prévention ou traitement

Isolation thermique ou

refroidissement du gaz en

départ de ligne

Protection interne (cladding)

en début de tronçon

Traitements inhibiteurs (VCI

ou spray pigs)

24

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Manifestations les plus courantes : Bottom of line corrosion

Mécanisme

lignes di ou triphasiques

Circulation d’eau en

génératrice inférieure

(condensation ou gisement)

Acidification (CO2)

Interactions avec les dépôts

et l’hydrodynamique

Prévention et traitement

Inhibition (continu ou batch) Difficile pour les puits

Principale solution pour les

pipelines

Stabilisation de pH Très efficace dans les

pipelines de gaz acides, en

complément de l’antihydrate

Favorise la formation d’un

dépôt protecteur de FeCO3

Matériaux résistant à la

corrosion Coûteux, mais permet

d’éliminer les injections de

produits

25 Tubing de puits à huile : corrosion > 7 mm/an

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

EFC 13 publication: “Predicting CO2

corrosion in the oil & gas industry”

(1994)

Ouvrage collectif (laboratoires et

opérateurs) recensant les bonnes

pratiques de prédiction des risques

de corrosion par le CO2

D’autres guides souvent propres aux

opérateurs

De nombreux modèles de corrosion

Modèles électrochimiques

Modèles empiriques

Modèles mixtes

…d’utilisation libre ou sous licences

Documents de référence

26

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Normalisation internationale

ISO 21457 (2010) : Industries du pétrole, de la pétrochimie

et du gaz naturel – Choix des matériaux et contrôle de la

corrosion pour les systèmes de production de pétrole et de

gaz

ISO/DIS 17348: Petroleum and natural gas offshore

platforms -- Guidelines for materials selection for high

content CO2 environment for casings, tubings and downhole

equipment

Document toujours en cours d’élaboration

27

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

CORROSION BACTÉRIENNE

28

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Crédit : Medium69

29

Corrosion bactérienne (MIC)

Bactéries introduites par des eaux

non traitées (eau de lavage,

épreuves…)

Conditions très favorable au

développement de bactéries du

soufre (T°, pH, anaérobie…)

Colonisation des surfaces

(biofilm)

Protection par les dépôts

(produits de corrosion, sédiments)

Production locale d’H2S (acide)

Corrosion locale > 10 mm/an

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

NACE 2276 (2013)

Quelques illustrations

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s


Fuite de 6000 barils de brut, Prudhoe Bay, Alaska (2006)

31

AP / Al Grillo

Lien identifié avec la corrosion

Percement bottom of the line

Corrosion bactérienne sous dépôt

Traitement inhibiteur et raclages

de nettoyage insuffisants

Coût direct pour BP : 150 M$

(amendes + remplacement ligne)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Corrosion bactérienne (MIC)


Traitement des eaux de process

Monitoring (test kits, comptages bactériens, bioprobes)

Nettoyage (raclage) fréquents pour éliminer les dépôts

(associé à des traitements batch de bactéricides)

32

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

NACE TM 0212-2012 “Detection,

testing, and evaluation of

microbiologically influenced

corrosion on internal surfaces of

pipelines”

Pas de norme ISO sur ce sujet

Documents de référence / Normalisation

33

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

FISSURATION PAR H2S

34

Fissuration due à l'H2S d'une canalisation.

(Source : J.L. Crolet, Eurocorr 2001)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

35

Fissuration par H2S

CO2 & H2S = acides faibles

Sous 1 bar de CO2 ou d’H2S,

le pH de l’eau est moyennement

acide (pH = 4)

Mais l’H2S favorise la pénétration de l’hydrogène dans

l’acier et affecte ses propriétés mécaniques

Fragilisation par

l’hydrogène

Fe Fe2+ + 2e-

H+ + e- H

H2S H+ + HS-

HS- H+ + S2-

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

36

Fissuration par H2S

Deux principaux facteurs de sévérité :

pH de la solution Gouverne la quantité d’H disponible

PH2S Gouverne l’intensité du chargement

1E-3 0.01 0.1 1

2.5

3.5

4.5

5.5

6.5

pH

pH2S (bar)

region 0

region 1

region

2

region 3

Diagramme de sévérité SSC, ISO 15156-2

Region 0

pas de risque

Regions 1 à 3

risque SSC augmente

necessité de vérifier la tenue

de l'acier pour l'application

envisagée

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

37


© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

38


Champ de Kashagan (2013)

Situé en mer caspienne,

Kazakhstan

Plus importante découverte des

30 dernières années

Contient 19 % d’H2S

Fuite sur les canalisations après

moins d’un mois d’exploitation

Mécanisme de type SSC

Décision de remplacement

complet de 200 km de canalisations

Retard de plusieurs années, Surcoût

estimé à > 3 milliards $

Kashagan oil field ©Reuters

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s


Tableaux de compatibilité

matériau / environnement

(ISO 15156)

Tests de qualification

“normalisés”

NACE TM 0177 (SSC)

NACE TM 0284 (HIC)

39

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Documents de référence : la genèse

NACE MR0175 “Sulfide stress cracking

resistant metallic materials for oilfield

equipment” (1975)

EFC16 “Guidelines on materials

requirements for carbon and low alloy steels

for H2S containing environments in oil and

gas production” (1996)

EFC17 “Corrosion resistant alloys for oil and

gas production. Guidance on general

requirements and test methods for H2S

service” (1996)

40

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Documents de référence et normalisation

Depuis 2003 : ISO 15156 / NACE MR0175

Une synthèse des documents NACE et EFC en 3 parties

1- Principes généraux

2- Aciers faiblement alliés

3- Alliages résistant à la corrosion

…qui spécifie les matériaux pouvant résister en fonction

des conditions de service (pH, PH2S, température,

chlorures),

…et qui renvoie vers des méthodes de qualification

41

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Du bon usage de l’ISO 15156

Le référencement de certains matériaux pour certains

environnements constitue un guide de choix, et pas une

garantie

L’utilisateur final est seul responsable du choix de matériau

Le choix peut être fait sur la base des tableaux de compatibilité

inclus dans la norme

Ou sur la base de tests de qualification

La norme est réactualisée par le comité ISO TC67 WG7

42

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Corrosion externe (ou par les eaux externes à la production)

Corrosion par l’oxygène dissous Peintures et revêtements Protection cathodique

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

CORROSION PAR O2

44

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Corrosion par l'oxygène

La corrosion par O2 dissous est importante dans les cas

suivants :

Exposition atmosphérique (usines, installations offshore )

Contact avec les sols (ouvrages enterrés, fonds de bacs,…)

Contact avec l'eau de mer :

Systèmes d'injection pour maintien en pression

Systèmes de lutte contre l'incendie

Systèmes de refroidissement

Ouvrages marins, portuaires et offshore

Fluides pétroliers contenant de l'eau venant au contact avec

l'air ou de l'eau aérée

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

PEINTURES

46

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Philosophie générale en matière de peintures dans l’amont pétrolier

Utilisation de systèmes de peinture de haute durabilité, si

possible certifiés (ACQPA en France)

Fournisseurs agréés et possédant une production et une

logistique mondiale

Utilisation du référentiel ISO et d’applicateurs certifiés (ACQPA

en France) et inspecteurs certifiés (ACQPA/FROSIO, NACE, …)

Logique de maintenance minimum des installations en service,

surtout pour l’offshore et les zones géographiquement isolées :

Nouveaux ouvrages offshore

15 ans sans maintenance majeure

5 ans de garantie contractuelle conjointe et solidaire

entre le fournisseur et l’applicateur

Fréquence moyenne de maintenance majeure pour les

ouvrages existants : 10 ans

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Exemples de corrosion atmosphérique

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Exemples d'endommagements

Bon supportage

Mauvais supportage

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Corrosion sous revêtements de risers offshore dans la zone de transition

Fiberglass reinforced epoxy

Polychloroprene

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Corrosion sous isolation (CUI)

La pénétration d'eau aérée à l'intérieur des systèmes

d'isolation thermique (ou anti-feu) est pratiquement très difficile

à éviter (manque d'étanchéité par construction ou

endommagements)

La corrosion est possible jusqu'à 140°C quand il n'y a pas de

revêtement efficace sur l'acier ou que celui-ci est endommagé

La "CUI" ("Corrosion Under Insulation") est la cause principale

de corrosion externe des usines chimiques ou raffineries

Utiliser de l'isolation thermique (ou anti-feu) uniquement

quand vraiment nécessaire pour le procédé (ou la sécurité)

Utiliser d'autres systèmes pour la protection du personnel

(grilles en inox)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

ISO 12944 : Peintures et vernis – Anticorrosion des structures en acier par systèmes de peinture

8 parties, dont :

Partie 1 : Introduction générale

Définit notamment la durabilité, en particulier Haute

Durabilité

Partie 2 : Classification des environnements

En particulier C5M pour l’atmosphère marine et Im3 pour

l’immersion en eau de mer

Partie 5 : Systèmes de peinture

Normes en peintures

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

REVETEMENTS

53

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Efficacité de la protection des pipelines enterrés ou immergés

La protection contre la corrosion des pipelines enterrés et immergés

est assurée par conjonction revêtements - protection cathodique (PC)

Système idéal pourvu que le courant de protection atteigne toute la

surface d'acier nue. Pratiquement tous les cas de corrosion sont dus

à un décollement des revêtements, qui empêche l'accès du courant

de PC à la surface d'acier exposée à un électrolyte corrosif

(renouvellement, présence de BSR,…) s'il n'est pas assez

conducteur et/ou homogène: "effet d'écran"

Aucune corrosion constatée en eau de mer à cause de sa forte

conductivité et homogénéité

Dégradations essentiellempent avec revêtements "conventionnels",

souvent appliqués en ligne sur site de pose (émaux hydrocarbonés,

bandes auto-adhésives)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

ACIER

REVÊTEMENT

SOL

L'effet d'écran" à la protection cathodique sous décollements, risque majeur

Courant de PC

O2

PROTECTION CORROSION PROTECTION

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Objectif n°1 : l'adhérence

Tenue physico-chimique (vieillissement)

Tenue à la délamination cathodique

Tenue mécanique : Indentation

Chocs

Usure, frottement

Cintrage, flexibilité (spécialement en cas de pose au déroulé)

Les caractéristiques principales des revêtements

Pour les températures extrêmes

à la pose et en service

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

ISO 21809 : Industries du pétrole et du gaz naturel —

Revêtements externes des conduites enterrées et immergées

utilisées dans les systèmes de transport par conduites:

Partie 1 (2011) : Revêtements à base de polyoléfines (PE tri couche et PP tri couche) (révision en cours)

Partie 2 (2014) : Revêtements monocouche à base de résine résine époxydique appliquée par fusion

Partie 3 (2008 / Amd. 2011) : Revêtements des joints soudés sur site (révision en cours)

Partie 4 (2009) : Revêtements à base de polyéthylène (PE bi couche)

Partie 5 (2010) : Revêtements extérieurs en béton

Partie 6 : Multilayer fusion-bonded epoxy coatings (en cours)

Partie 11 : Coating repairs on rehabilitation( en cours)

Normes en revêtements de pipelines

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

PROTECTION CATHODIQUE

58

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

METAL

Électrolyte (environment)

Anode

(corrosion)

Cathode

(protection)

2e

Ic

Ia

Principe de la protection cathodique

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Principes de la protection cathodique

L’abaissement du potentiel à un niveau suffisant est obtenu

par le passage d’un courant continu ("cathodique") du milieu

aqueux (électrolytique) vers le métal à protéger

Ce courant est créé par l'une des méthodes:

couplage galvanique avec un alliage moins noble :

Systèmes galvaniques à anodes sacrificielles

injection d’un courant continu à l’aide d’une source

extérieure : Systèmes énergisés à courant imposé avec

anodes consommables, semi-inertes ou inertes

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Principe de la protection cathodique

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Pipelines enterrés

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Pipelines offshore

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Anodes sur un "jacket" offshore

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

Anodes sur tête de puits sous-marine

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

ISO 15589-1 (2015, en cours d’adoption en EN) : Industries du pétrole, de

la pétrochimie et du gaz naturel — Protection cathodique des systèmes de

transport par conduites — Partie 1: Conduites terrestres

NF EN 12954 (2001) (en cours de révision) : Protection cathodique des

structures métalliques enterrées ou immergées. Principes généraux et

applications aux canalisations.

NF EN 13636 (2004) : Protection cathodique des réservoirs métalliques

enterrés et canalisations associées

NF EN 14505 (2005) : Protection cathodique des structures complexes

NF EN 16299 (2013) : Protection cathodique des surfaces externes des

fonds de réservoirs de stockage aériens au contact avec le sol ou les

fondations

NF EN 15280 (2013) : Evaluation du risque de corrosion occasionnée par

les courants alternatifs des canalisations enterrées protégées

cathodiquement

NF EN 15112 (2006) : Protection cathodique externe des cuvelages de puits

Normes en protection cathodique (terre)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

NF EN 12473 (2014) et ISO 12473 (2006) : Principes généraux de

la protection cathodique en eau de mer

NF EN 12474 (2001), doit être annulée après adoption en EN de l’ISO 15589-2 : 2012) : Protection cathodique des canalisations

sous-marines

ISO 15589-2 (Décembre 2012, en cours d’adoption en EN ISO) :

Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel —

Protection cathodique des systèmes de transport par conduites —

Partie 2: Conduites en mer

NF EN 13173 (2001), en cours de révision pour EN : Protection

cathodique des structures en acier flottant en mer

NF EN 12495 (2000), en cours de révision pour EN ISO :

Protection cathodique des structures en acier fixes en mer

NF EN 16222 (2012) : Protection cathodique des coques de

bateaux 67

Normes en protection cathodique (Mer)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

NF EN ISO 13174 (2013) : Protection cathodique des installations

portuaires

NF EN 12496 (2013) : Anodes galvaniques pour la protection

cathodique dans l'eau de mer et les boues salines

CEN TC219 WG3 – EN en préparation : Protection cathodique des

surfaces intérieures des réservoirs, équipements, structures et

tuyauteries contenant de l’eau de mer

68

Normes en protection cathodique (Mer)

© 2

010 -

IF

P E

nerg

ies n

ouvelle

s

NF EN 13509 (2003) : Techniques de mesures applicables en protection

cathodique

NF EN 15257 (2007) : Protection cathodique- Niveaux de compétence et

certification du personnel en protection cathodique - Travaux de préparation d’une norme EN ISO en cours

NF A05-800 (2006) : Prestations de service en protection cathodique.

Engagement des prestataires de service

NF EN 12499 (2003) : Protection cathodique interne des structures

métalliques

NF EN ISO 12696 (2012) : Protection cathodique de l’acier dans le béton

CEN/TS 14038-1 (2005), transformation en EN 14038-1 en cours : Ré-

alcalinisation électrochimique et traitements d'extraction des chlorures

applicables au béton armé - Partie 1 : Ré-alcalinisation

Normes en protection cathodique (Divers)