Upload
others
View
4
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
© 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
© 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
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
Quelques illustrations
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)
Prévention et traitement
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
38
Quelques illustrations
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
Prévention et traitement
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 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
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
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
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
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
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)