ISO 15589-2:2024
(Main)Oil and gas industries including lower carbon energy - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines
Oil and gas industries including lower carbon energy - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines
This document 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. Flexible pipelines, in-field flowlines, spools and risers are included in this document. Subsea production and injection equipment and structures are not included in this document. This document is applicable to carbon steel, stainless steel and flexible metallic pipelines in offshore service. This document is applicable to retrofits, modifications and repairs made to existing pipeline systems. This document 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 et du gaz y compris les énergies à faible teneur en carbone — Protection cathodique des systèmes de transport par conduites — Partie 2: Conduites en mer
Le présent document spécifie les exigences et donne des recommandations pour les visites d'inspection avant installation, pour la conception, pour les matériaux, pour les équipements, pour la fabrication, pour l'installation, pour la mise en service, pour l'exploitation, pour l'inspection et pour la maintenance des systèmes de protection cathodique destinés aux conduites en mer pour les industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel telles que définies dans l'ISO 13623. Les conduites souples, les lignes de production, les manchettes et les colonnes montantes sont incluses dans le présent document. Les équipements et structures de production et d'injection sous-marines ne sont pas inclus dans ce document. Le présent document est applicable aux conduites en acier au carbone et en acier inoxydable ainsi qu'aux conduites métalliques souples utilisées en mer. Le présent document est applicable aux rénovations, modifications ou réparations effectuées sur les systèmes de conduites existants. Le présent document s'applique à tous les types d'environnements eau de mer ou fond marin rencontrés en configuration submergée et sur les colonnes montantes jusqu'au niveau d'eau moyen.
General Information
Relations
Overview
ISO 15589-2:2024 - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines - defines requirements and recommendations for the design, installation, commissioning, operation and maintenance of cathodic protection (CP) systems for offshore pipelines. Applicable to the petroleum, petrochemical and natural gas industries (as referenced by ISO 13623), this standard covers flexible pipelines, in-field flowlines, spools and risers (up to mean water level) and applies to carbon steel, stainless steel and flexible metallic pipelines in all seawater and seabed environments. Subsea production and injection equipment and structures are excluded.
Key topics and requirements
- Scope and applicability: CP for offshore pipelines, including retrofits, modifications and repairs; excludes subsea production/injection equipment.
- Pre-installation surveys: Requirements for baseline surveys and data needed to inform CP design.
- System selection and design: Guidance on choosing between galvanic (sacrificial) anodes and impressed-current systems; defining CP design life and current density considerations.
- Protection criteria: Specification of protection potentials and evaluation for risks such as hydrogen-induced stress cracking (HISC).
- Materials and manufacturing: Standards for galvanic anode materials (aluminium, zinc, etc.), core construction, coating and quality control tests.
- Installation and commissioning: Mechanical and electrical installation practices, commissioning procedures and documentation requirements.
- Operation, monitoring and maintenance: Monitoring plans, CP surveys, inspection intervals, troubleshooting, repair and record-keeping.
- Special zones & conditions: Considerations for splash zone, buried sections, elevated temperatures, current drains and attenuation of protection.
- Annexes: Normative procedures for CP design, monitoring and performance qualification testing and informative guidance on interference and pipeline design for CP.
Applications
ISO 15589-2:2024 is used to:
- Design robust CP systems for new offshore pipeline installations.
- Specify materials, manufacturing and quality control for galvanic anodes and impressed-current components.
- Plan pre-installation surveys and CP commissioning for offshore projects.
- Develop monitoring and maintenance programs to manage corrosion risk over the pipeline life.
- Support retrofits, repairs and modifications to existing offshore pipeline CP systems.
Who should use this standard
- Pipeline and corrosion engineers
- EPC contractors and marine installation teams
- Asset operators and integrity managers in oil, gas and lower-carbon energy sectors
- Manufacturers of anodes and CP equipment
- Inspection and survey organizations
- Regulators and clients specifying offshore pipeline integrity requirements
Related standards
- ISO 13623 (industry scope reference)
- Other documents in the ISO 15589 series and industry guidance on pipeline integrity and corrosion control
Keywords: ISO 15589-2:2024, cathodic protection, offshore pipelines, corrosion protection, galvanic anodes, impressed-current CP, pipeline integrity, oil and gas, lower carbon energy.
Standards Content (Sample)
International
Standard
ISO 15589-2
Third edition
Oil and gas industries including
2024-02
lower carbon energy —
Cathodic protection of pipeline
transportation systems —
Part 2:
Offshore pipelines
Industries du pétrole et du gaz y compris les énergies à faible
teneur en carbone — Protection cathodique des systèmes de
transport par conduites —
Partie 2: Conduites en mer
Reference number
© ISO 2024
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be reproduced or utilized otherwise in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting on
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Website: www.iso.org
Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vii
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 .5
5 General . 6
5.1 Competence assurance .6
5.2 Conformity .6
6 Cathodic protection system requirements . 6
6.1 General .6
6.2 Selection of CP systems.7
6.2.1 General .7
6.2.2 System selection considerations .7
6.3 Isolating joints .8
7 Design parameters . 9
7.1 General .9
7.2 Protection potentials .10
7.2.1 Potential criteria .10
7.2.2 HISC evaluation .11
7.2.3 Thermally sprayed aluminium . 12
7.3 CP system design life. 12
7.4 Design current densities for bare steel . 12
7.4.1 General . 12
7.4.2 Splash zone .14
7.4.3 Buried pipelines .14
7.4.4 Thermally sprayed aluminium coated pipelines .14
7.4.5 Elevated temperatures .14
7.4.6 Current drains .14
7.5 Coating breakdown factors . 15
8 Galvanic anodes . 17
8.1 Design of system .17
8.2 Selection of anode material .18
8.3 Electrochemical properties . .18
8.4 Anode shape and utilization factor .19
8.5 Electrical considerations . 20
9 Galvanic anode manufacturing .20
9.1 Pre-production test . 20
9.2 Coating . 20
9.3 Anode core materials . 20
9.4 Aluminium anode materials .21
9.5 Zinc anode materials . 22
10 Galvanic anode quality control.22
10.1 General . 22
10.2 Steel anode cores . 22
10.3 Chemical analysis of anode alloy . 22
10.4 Anode mass . 23
10.5 Anode dimensions and straightness . 23
10.5.1 Slender anodes . 23
iii
10.5.2 Bracelet anodes . 23
10.6 Anode core dimensions and position .24
10.7 Anode surface irregularities .24
10.7.1 Slender anodes .24
10.7.2 Bracelet anodes .24
10.8 Cracks .24
10.8.1 General .24
10.8.2 Aluminium slender anodes. 25
10.8.3 Aluminium bracelet anodes . 25
10.9 Internal defects, destructive testing. 25
10.10 Electrochemical quality control testing . 26
11 Galvanic anode installation .27
12 Impressed-current CP systems .28
12.1 Current sources and control . 28
12.2 Impressed-current anode materials . 28
12.3 System design . 28
12.4 Manufacturing and installation considerations . 29
12.5 Mechanical and electrical considerations . 30
13 Documentation .30
13.1 Design, manufacturing and installation documentation . 30
13.2 Commissioning procedures .31
13.3 Operating and maintenance manual .31
14 Operation, monitoring and maintenance of CP systems .32
14.1 General .32
14.2 Monitoring plans . .32
14.3 Repair.32
Annex A (normative) Galvanic anode CP design procedures .33
Annex B (normative) Attenuation of protection .39
Annex C (informative) Performance qualification testing of galvanic anode materials .43
Annex D (normative) CP monitoring and surveys.44
Annex E (informative) Interference .50
Annex F (informative) Pipeline design for CP .52
Bibliography .58
iv
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through
ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee
has been established has the right to be represented on that committee. International organizations,
governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely
with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are described
in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the different types
of ISO document should be noted. This document was drafted in accordance with the editorial rules of the
ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
ISO draws attention to the possibility that the implementation of this document may involve the use of (a)
patent(s). ISO takes no position concerning the evidence, validity or applicability of any claimed patent
rights in respect thereof. As of the date of publication of this document, ISO had not received notice of (a)
patent(s) which may be required to implement this document. However, implementers are cautioned that
this may not represent the latest information, which may be obtained from the patent database available at
www.iso.org/patents. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and expressions
related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the World Trade
Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT), see www.iso.org/iso/foreword.html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Oil and gas industries including lower carbon
energy, Subcommittee SC 2, Pipeline transportation systems, in collaboration with the European Committee
for Standardization (CEN) Technical Committee CEN/TC 219, Cathodic protection, in accordance with the
Agreement on technical cooperation between ISO and CEN (Vienna Agreement).
This third edition cancels and replaces the second edition (ISO 15589-2:2012), which has been technically
revised.
The main changes are as follows:
— in Clause 6, recommendations for isolating joints have been expanded;
— in Clause 7, NOTEs to Table 1 and text in 7.4 have been updated to avoid discrepancies with Figure 2;
coating breakdown factors have been revised for errors left in the previous edition and less conservative
values for some coating systems have been selected based on feedback from the industry;
— in Clause 8, NOTEs and guidance on the design of the system have been updated including recommendations
for buried pipelines; anode utilization factors have been expanded to cover additional anodes types;
— in Clause 9, Table 6 has been updated to reflect anode compositions in line with current industry practices
and other standards;
— in Clause 10, additional references have been provided for guidance on core dimensions and position as
well as testing for quality control of anode electrochemical properties;
— in Annex A, additional anode resistance formulae have been provided to cover different anode types.
— Annex B has been modified to present the NORSOK method as a requirement, with an alternative method
given for information.
— Annex C has been updated as informative and the test method replaced with references to current test
methods in line with current industry practice.
v
— The previous Annex E has been removed and replaced by additional guidance on quality control testing
of anodes in 10.10.
— In the updated Annex E (Interference), additional references for alternating current interference have
been added.
A list of all parts in the ISO 15589 series can be found on the ISO website.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www.iso.org/members.html.
vi
Introduction
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.
This document can also be used for offshore pipelines outside the petroleum, petrochemical and natural gas
industries.
vii
International Standard ISO 15589-2:2024(en)
Oil and gas industries including lower carbon energy —
Cathodic protection of pipeline transportation systems —
Part 2:
Offshore pipelines
1 Scope
This document 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. Flexible pipelines, in-field flowlines, spools and risers are included in this
document. Subsea production and injection equipment and structures are not included in this document.
This document is applicable to carbon steel, stainless steel and flexible metallic pipelines in offshore service.
This document is applicable to retrofits, modifications and repairs made to existing pipeline systems.
This document 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 documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content constitutes
requirements 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 630, Structural steels
ISO 1461, Hot dip galvanized coatings on fabricated iron and steel articles — Specifications and test methods
ISO 8044, Corrosion of metals and alloys — Vocabulary
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 15589-1, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Cathodic protection of pipeline systems —
Part 1: On-land pipelines
ISO 15607, Specification and qualification of welding procedures for metallic materials — General rules
AWS D1.1/D1.1M, Structural Welding Code — Steel
EN 10025 (all parts), Hot rolled products of structural steels
EN 10204:2004, Metallic products — Types of inspection documents
ASTM D1141, Standard Practice for Preparation of Substitute Ocean Water
DNV-RP-B401, Cathodic Protection Design
NACE TM0190, Standard Test Method — Impressed Current Test Method for Laboratory Testing of Aluminium
Anodes
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 8044 and the following apply.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/
3.1
anode sled
anodes installed on a structure and connected to the pipeline by a cable
3.2
closed-circuit potential
anode potential while electrically linked to the pipeline to be protected
3.3
coating breakdown factor
f
c
time-dependent factor to address increasing current requirements due to coating breakdown based on the
ratio of current density required to polarize a coated steel surface as compared to a bare steel surface
3.4
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
3.5
driving voltage
difference between the pipeline/electrolyte potential and the anode/electrolyte potential when the cathodic
protection is operating
3.6
electric field gradient
change in electrical potential per unit distance through a conductive medium, arising from the flow of
electric current
3.7
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 1 to entry: Electrochemical capacity is expressed in ampere hours.
3.8
final current density
current density required to repolarise pipeline at the end of the CP design life
Note 1 to entry: Final current density is expressed in amperes per square metre.
3.9
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
3.10
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 1 to entry: IR drop and electric field gradient (3.6) are related terms.
3.11
master reference electrode
reference electrode, calibrated with the primary calibration reference electrode (3.15), used for verification
of reference electrodes that are used for field or laboratory measurements
3.12
mean current density
estimated average cathodic current density for the entire lifetime of the pipeline
Note 1 to entry: Mean current density is expressed in amperes per square metre.
3.13
protection potential
structure-to-electrolyte potential for which the metal corrosion rate is considered as insignificant
3.14
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
3.15
primary calibration reference electrode
reference electrode used for calibration of master reference electrodes (3.11)
3.16
remotely-operated vehicle
ROV
underwater vehicle operated remotely from a surface vessel or installation
[SOURCE: ISO 14723:2009, 4.32]
3.17
riser
part of an offshore pipeline, including any subsea spool pieces, that extends from the seabed to the pipeline
termination point on an offshore installation
[SOURCE: ISO 13623:2017, 3.1.20, modified — "including any subsea spool pieces" has been added.]
3.18
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
3.19
pipeline lifetime
period that includes pipeline service life, and any prior or subsequent period planned by the operator
4 Symbols and abbreviated terms
4.1 Symbols
∆E electrolytic potential drop
A
∆E metallic potential drop
Me
µ utilization factor
A anode exposed surface area
A total surface area
c
A cross-sectional area of the pipe wall
w
C anode cross-sectional perimeter
D pipeline outer diameter
d pipeline wall thickness
ΔΕ driving voltage
D pipeline internal diameter
i
E pipe-to-electrolyte potential shift at anode
E design closed-circuit potential of the anode
a
E design protection potential
c
E pipe-to-electrolyte potential shift at a distance x
x
f coating breakdown factor
c
f final coating breakdown factor
cf
I current flowing onto the pipe at anode
I individual current output at the end-of-life
af
I current demand
c
i current density
c
I current demand at the end of life
cf
I mean current demand
cm
I end-of-life individual anode current output
f
I current flowing onto the pipe at a distance x
x
L anode length
L distance between anodes
d
L half the distance between drain points
m
m net anode mass
m individual net anode mass
a
n number of anodes
r anode radius
R pipe-to-electrolyte insulation resistance
R anode resistance /total circuit resistance
a
R anode resistance at end of life
af
R linear electrical resistance of the section of the pipeline
L
R transverse resistance
t
S arithmetic mean of anode length and width
t design life, expressed in years.
dl
α attenuation constant for the pipeline
ε electrochemical capacity
ρ environmental resistivity
ρ pipe material resistivity
Me
4.2 Abbreviated terms
AC alternate current
CAT cold-applied tape
CE carbon equivalent
CP cathodic protection
CRA corrosion-resistant alloy
CSE saturated copper electrode (Cu/CuSO )
DC direct current
EPDM ethylene propylene diene monomer
FBE fusion-bonded epoxy
HSS heat-shrinkable sleeve
ICCP impressed current cathodic protection
MIC microbially induced corrosion
PE polyethylene
PP polypropylene
PREN pitting resistance equivalent number
PU polyurethane
ROV remotely-operated vehicle
SCE saturated calomel electrode (KCl)
SMYS specified minimum yield strength
SRB sulphate reducing bacteria
TSA thermally sprayed aluminium
3LPE three-layer polyethylene
3LPP three-layer polypropylene
5 General
5.1 Competence assurance
Personnel who undertake the design, supervision of installation, construction, installation supervision,
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.
Competence of cathodic protection personnel to the level appropriate for tasks undertaken should be
demonstrated by certification in accordance with prequalification procedures such as ISO 15257, or by any
other equivalent scheme.
5.2 Conformity
A quality system and an environmental management system should be applied to assist conformity with the
requirements of this document.
NOTE ISO 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 pipeline lifetime 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 CP 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.
Electrical isolation of offshore pipelines protected by galvanic anodes from other pipelines, structures,
subsea facility or floaters that are protected by impressed-current systems shall be evaluated for adverse
interaction between the two systems. An assessment shall be performed to identify the cathodic protection
system of these facilities and review the electrical connectivity with the proposed pipeline to ensure no
detrimental effects on each side related to inadequate or excessive polarization. Offshore pipelines shall be
isolated from other unprotected or less protected structures, which can drain current from the pipeline's CP
system. If stray current problems are anticipated due to interaction between offshore pipelines and other
structures, providing electrical continuity of the pipelines to the other structures can be considered.
CP systems of adjacent pipelines or structures shall be verified to be compatible such that current drain
from one system into an adjacent system does not adversely affect the performance of either CP 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. Guidance is given in Annex F.
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.
The design of the CP system shall document what allowances have been made for the effects of water velocity
and erosion effects (e.g. from entrained sand silt or ice particles).
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
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 or mattresses of anodes
can also be placed at regular intervals along the pipeline. For these cases, an attenuation check in accordance
with Annex B shall be conducted to ensure the full length of pipeline is protected.
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. For this case, an attenuation check in accordance with Annex B shall be conducted
to ensure the full length of pipeline is protected.
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 can 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 can 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;
— 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;
— at connections between pipelines and appurtenances constructed from dissimilar metals (e.g. pumps
and valves).
Electrical isolation of submarine pipelines from onshore electrical earthing systems is essential for effective
cathodic protection offshore and onshore. This isolation shall be provided using electrically isolating joints.
Where offshore submarine pipeline CP is provided using galvanic anodes and onshore sections of the pipeline
are protected using either impressed current or galvanic anodes, electrical isolation is necessary in order to
enable the onshore section to be subject to the performance assessment as in ISO 15589-1 This requires the
measurement of IR free pipe/soil potentials on the pipeline. As current flowing to the onshore pipeline from
offshore galvanic anodes cannot be interrupted, it is necessary to electrically isolate the onshore pipeline
from the offshore pipeline. This is to permit the onshore pipeline CP system to be adequately performance
assessed.
This isolation shall be provided using electrically isolating joints. These isolating joints are best located at the
landfall or on the seaward side of any emergency shut down valves. They should be located on the seaward
side of any electrical or control piping connections to the onshore pipeline, to avoid such connections short
circuiting the CP current and negating the effectiveness of the isolation joints.
NOTE 1 If these requirements for isolation joints are not followed, there is a considerable threat that cathodic
protection effectiveness be severely impaired and that significantly costly remedial work be necessary in order to
maintain pipeline integrity.
If isolating joints are used, they shall be designed in accordance with ISO 15589-1 and installed to ensure
long-term integrity and shall be positioned to allow easy access for inspection and maintenance.
ISO 15589-1 requires that monolithic isolation joints be used wherever possible, for all electrical isolation
requirements. Unless these joints are exposed to unplanned forces, they have been shown to be much more
reliable than the use of insulating gaskets, sleeves and washers in a conventional flange. Due to the impact
of isolation failure on pipeline integrity, monolithic isolation joints should be used at the interfaces between
offshore and onshore pipelines.
NOTE 2 NACE SP0286-2007, “Electrical Isolation of Cathodically Protected Pipelines”, provides information on the
design and application of monolithic isolation joints.
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;
— construction dates, start-up date (required for hot lines);
— presence of fittings, J-tubes, risers, clamps, wyes, tees and other appurtenances;
— performance data on CP systems in the same environment.
If CP performance data for similar environments is not available (e.g. 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 for existing CP systems, the followi
...
Norme
internationale
ISO 15589-2
Troisième édition
Industries du pétrole et du gaz
2024-02
y compris les énergies à faible
teneur en carbone — Protection
cathodique des systèmes de
transport par conduites —
Partie 2:
Conduites en mer
Oil and gas industries including lower carbon energy — Cathodic
protection of pipeline transportation systems —
Part 2: Offshore pipelines
Numéro de référence
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Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vii
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.5
5 Généralités . 6
5.1 Garantie de compétence .6
5.2 Conformité.6
6 Exigences relatives aux systèmes de protection cathodique . 6
6.1 Généralités .6
6.2 Choix des systèmes de CP .7
6.2.1 Généralités .7
6.2.2 Considérations pour le choix d'un système .8
6.3 Joints isolants .8
7 Paramètres de conception . 9
7.1 Généralités .9
7.2 Potentiels de protection .10
7.2.1 Critères de potentiels .10
7.2.2 Évaluation de la HISC. 12
7.2.3 Aluminium projeté à chaud . 13
7.3 Durée de vie de conception du système de CP . 13
7.4 Densités de courant de conception pour l'acier nu . 13
7.4.1 Généralités . 13
7.4.2 Zone d'éclaboussures . 15
7.4.3 Conduites enterrées . 15
7.4.4 Conduites avec revêtement en aluminium projeté à chaud . 15
7.4.5 Températures élevées . 15
7.4.6 Drainages de courant .16
7.5 Coefficients de dégradation de revêtement .16
8 Anodes galvaniques .18
8.1 Conception du système .18
8.2 Choix du matériau des anodes .19
8.3 Propriétés électrochimiques . . 20
8.4 Forme des anodes et facteur d'utilisation .21
8.5 Considérations électriques . 22
9 Fabrication des anodes galvaniques .22
9.1 Essai préalable à la fabrication . 22
9.2 Revêtement . 22
9.3 Matériaux destinés à l’âme des anodes . 22
9.4 Matériaux des anodes en aluminium . 23
9.5 Matériaux des anodes en zinc.24
10 Contrôle qualité des anodes galvaniques .24
10.1 Généralités .24
10.2 Âmes des anodes en acier .24
10.3 Analyse chimique de l'alliage des anodes .24
10.4 Masse des anodes .24
10.5 Dimensions et rectitude des anodes . 25
10.5.1 Anodes longilignes . 25
iii
10.5.2 Anodes bracelets . 25
10.6 Dimensions et positionnement des âmes d'anodes . 25
10.7 Irrégularités de surface des anodes . 26
10.7.1 Anodes longilignes . 26
10.7.2 Anodes bracelets . 26
10.8 Fissures . 26
10.8.1 Généralités . 26
10.8.2 Anodes longilignes en aluminium .27
10.8.3 Anodes bracelets en aluminium .27
10.9 Défauts internes et essais destructifs .27
10.10 Essais de contrôle qualité électrochimique . 28
11 Installation des anodes galvaniques .29
12 Systèmes de CP à courant imposé .30
12.1 Sources et régulation du courant . 30
12.2 Matériaux des anodes à courant imposé . 30
12.3 Conception du système .31
12.4 Considérations relatives à la fabrication et à l'installation .32
12.5 Considérations mécaniques et électriques .32
13 Documentation .33
13.1 Documentation de conception, de fabrication et d'installation . 33
13.2 Procédures de mise en service . 34
13.3 Manuel d'utilisation et de maintenance . 34
14 Fonctionnement, surveillance et maintenance des systèmes de CP .35
14.1 Généralités . 35
14.2 Plans de surveillance . 35
14.3 Réparations . 35
Annexe A (normative) Procédures de conception de systèmes de CP à anodes galvaniques .36
Annexe B (normative) Atténuation de la protection .43
Annexe C (informative) Performance qualification testing of galvanic anode materials .47
Annexe D (normative) Surveillance et inspections de la CP .48
Annexe E (informative) Interference .55
Annexe F (informative) Pipeline design for CP .57
Bibliographie .63
iv
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux
de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général
confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire
partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document
a été rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2
(voir www.iso.org/directives).
L'ISO attire l'attention sur le fait que la mise en application du présent document peut entraîner l'utilisation
d'un ou de plusieurs brevets. L'ISO ne prend pas position quant à la preuve, à la validité et à l'applicabilité de
tout droit de propriété revendiqué à cet égard. À la date de publication du présent document, l'ISO n'avait pas
reçu notification qu'un ou plusieurs brevets pouvaient être nécessaires à sa mise en application. Toutefois,
il y a lieu d'avertir les responsables de la mise en application du présent document que des informations
plus récentes sont susceptibles de figurer dans la base de données de brevets, disponible à l'adresse
www.iso.org/brevets. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir identifié de tels droits de
propriété et averti de leur existence.
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données pour
information, par souci de commodité, à l'intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion de
l'ISO aux principes de l'Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles techniques au
commerce (OTC), voir www.iso.org/avant-propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 67, Industries du pétrole et du gaz, y compris
les énergies à faible teneur en carbone, sous-comité SC 2, Systèmes de transport par conduites, en collaboration
avec le comité technique CEN/TC 219, Protection cathodique, du Comité européen de normalisation (CEN),
conformément à l'Accord de coopération technique entre l'ISO et le CEN (Accord de Vienne).
Cette troisième édition annule et remplace la deuxième édition (ISO 15589-2:2012), qui a fait l'objet d'une
révision technique.
Les principales modifications sont les suivantes:
— à l'Article 6, les recommandations concernant les joints isolants ont été développées;
— à l'Article 7, les notes du Tableau 1 et le texte de 7.4 ont été mis à jour de façon à éviter les divergences
avec la Figure 2; les coefficients de dégradation de revêtement ont été révisés en raison d'erreurs laissées
dans l'édition précédente et des valeurs moins prudentes pour certains systèmes de revêtement ont été
sélectionnées en fonction des retours de l'industrie;
— à l'Article 8, des notes et des recommandations relatives à la conception du système ont été mises à jour,
y compris les recommandations concernant les conduites enterrées; les facteurs d'utilisation de l'anode
ont été étendus pour couvrir d'autres types d'anodes;
— à l'Article 9, Tableau 6 a été mis à jour pour refléter les compositions d'anodes conformes aux pratiques
industrielles actuelles et à d'autres normes;
— à l'Article 10, des références supplémentaires ont été ajoutées afin de fournir des recommandations
relatives aux dimensions et au positionnement des âmes, ainsi qu'aux essais de contrôle qualité des
propriétés électrochimiques des anodes;
v
— à l'Annexe A, des équations supplémentaires de résistance de l'anode ont été ajoutées pour couvrir
différents types d'anode;
— l'Annexe B a été modifiée afin de présenter la méthode NORSOK comme une exigence, tandis qu'une
méthode alternative est donnée à titre d'information;
— l'Annexe C a été mise à jour en tant qu'informative et la méthode d'essai a été remplacée par des références
aux méthodes d'essai actuelles conformes aux pratiques actuelles de l'industrie;
— l'Annexe E précédente a été supprimée et remplacée par des recommandations supplémentaires relatives
aux essais de contrôle de la qualité des anodes du paragraphe 10.10;
— à l'Annexe E (Interférences) mise à jour, des références supplémentaires concernant les interférences de
courant alternatif ont été ajoutées.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 15589 se trouve sur le site web de l'ISO.
Il convient que l'utilisateur adresse tout retour d'information ou toute question concernant le présent
document à l'organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes se
trouve à l'adresse www.iso.org/fr/members.html.
vi
Introduction
La protection cathodique des conduites 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 conduites en acier de la corrosion.
Le présent document peut également s'appliquer aux conduites en mer ne relevant pas des industries du
pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel.
vii
Norme internationale ISO 15589-2:2024(fr)
Industries du pétrole et du gaz y compris les énergies à faible
teneur en carbone — Protection cathodique des systèmes de
transport par conduites —
Partie 2:
Conduites en mer
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie les exigences et donne des recommandations pour les visites d'inspection
avant installation, pour la conception, pour les matériaux, pour les équipements, pour la fabrication,
pour l'installation, pour la mise en service, pour l'exploitation, pour l'inspection et pour la maintenance
des systèmes de protection cathodique destinés aux conduites en mer pour les industries du pétrole, de
la pétrochimie et du gaz naturel telles que définies dans l'ISO 13623. Les conduites souples, les lignes
de production, les manchettes et les colonnes montantes sont incluses dans le présent document. Les
équipements et structures de production et d'injection sous-marines ne sont pas inclus dans ce document.
Le présent document est applicable aux conduites en acier au carbone et en acier inoxydable ainsi qu'aux
conduites métalliques souples utilisées en mer.
Le présent document est applicable aux rénovations, modifications ou réparations effectuées sur les
systèmes de conduites existants.
Le présent document s'applique à tous les types d'environnements eau de mer ou fond marin rencontrés en
configuration submergée et sur les colonnes montantes jusqu'au niveau d'eau moyen.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu'ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences 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 630, Aciers de construction
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 — Vocabulaire
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 15589-1, Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Protection cathodique des systèmes de
transport par conduites — Partie 1: Conduites terrestres
ISO 15607, Descriptif et qualification d'un mode opératoire de soudage pour les matériaux métalliques — Règles
générales
AWS D1.1/D1.1M, Structural Welding Code — Steel
EN 10025 (toutes les parties), Produits laminés à chaud en aciers de construction
EN 10204:2004, Produits métalliques — Types de documents de contrôle
ASTM D1141, Standard Practice for Preparation of Substitute Ocean Water
DNV-RP-B401, Cathodic Protection Design
NACE TM0190, Standard Test Method — Impressed Current Test Method for Laboratory Testing of Aluminium
Anodes
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et les définitions donnés dans l'ISO 8044 ainsi que les
suivants s'appliquent.
L'ISO et l'IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en normalisation,
consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l'adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l'adresse https:// www .electropedia .org/
3.1
traîneau d'anodes
anodes installées sur une structure et reliées à la conduite par un câble
3.2
potentiel en circuit fermé
potentiel d'anode lorsqu'elle est reliée électriquement à la conduite à protéger
3.3
coefficient de dégradation du revêtement
f
c
coefficient dépendant du temps relatif aux besoins croissants en courant dus à la dégradation du revêtement,
reposant sur le rapport de la densité de courant nécessaire pour polariser une surface en acier revêtu par
comparaison à une surface en acier nu
3.4
reprise
discontinuité d'une surface horizontale due à la solidification du ménisque des anodes partiellement coulées
à la suite d'un écoulement interrompu du jet de coulée
3.5
tension disponible
différence entre le potentiel de la conduite par rapport à l'électrolyte et le potentiel de l'anode par rapport à
l'électrolyte lorsque la protection cathodique fonctionne
3.6
gradient de champ électrique
variation de potentiel électrique par unité de distance à travers un milieu conducteur, suite au passage d'un
courant électrique
3.7
capacité électrochimique
ε
quantité totale de charge électrique produite lorsqu'une masse fixe (en général, 1 kg) de matériau d'anode
est consommée par réaction électrochimique
Note 1 à l'article: La capacité électrochimique est exprimée en ampères-heures.
3.8
densité de courant finale
densité de courant nécessaire pour repolariser la conduite en fin de durée de vie de la protection cathodique
Note 1 à l'article: La densité de courant finale est exprimée en ampères par mètre carré.
3.9
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
3.10
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 1 à l'article: La chute ohmique et le gradient de champ électrique (3.6) sont des termes associés.
3.11
électrode de référence principale
électrode de référence, étalonnée avec l'électrode de référence d'étalonnage principale (3.15), utilisée pour la
vérification des électrodes de référence employées pour les mesurages sur site ou en laboratoire
3.12
densité de courant moyenne
estimation de la densité de courant cathodique moyenne pendant toute la durée de vie de la conduite
Note 1 à l'article: La densité de courant moyenne est exprimée en ampères par mètre carré.
3.13
potentiel de protection
potentiel ouvrage-électrolyte pour lequel la vitesse de corrosion du métal est considérée comme négligeable
3.14
indice de résistance à la corrosion par piqûres
PREN
indice, développé pour refléter et prévoir la résistance à la corrosion par piqûres d'un acier inoxydable, sur
la base des proportions de Cr, Mo, W et N dans la composition chimique de l'alliage
3.15
électrode de référence d'étalonnage principale
électrode de référence utilisée pour l'étalonnage d'électrodes de référence maîtresses (3.11)
3.16
véhicule commandé à distance
ROV
véhicule sous-marin actionné à distance depuis un navire ou une installation en surface
[SOURCE: ISO 14723:2009, 4.32]
3.17
colonne montante
dans une installation en mer, partie d'une conduite en mer comprenant les manchettes de raccordement
immergées, qui s'étend du fond marin jusqu'au point de terminaison de la conduite
[SOURCE: ISO 13623:2017, 3.1.20, modifié — ajout de «comprenant les manchettes de raccordement
immergées».]
3.18
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
3.19
durée de vie de la conduite
période qui comprend la durée de vie en service de la conduite, ainsi que toute période antérieure ou
ultérieure prévue par l'exploitant
4 Symboles et abréviations
4.1 Symboles
∆E chute de potentiel électrolytique
A
∆E chute de potentiel métallique
Me
µ facteur d'utilisation
A surface exposée de l'anode
A surface totale
c
A section transversale de la paroi de la conduite
w
C périmètre de la section transversale de l'anode
D diamètre extérieur de la conduite
d épaisseur de la paroi de la conduite
ΔΕ tension disponible
D diamètre intérieur de la conduite
i
E abaissement du potentiel de la conduite par rapport à l'électrolyte au niveau de l'anode
E potentiel de l'anode en circuit fermé de conception
a
E potentiel de conception pour la protection
c
E abaissement du potentiel de la conduite par rapport à l'électrolyte à une distance x
x
f coefficient de dégradation du revêtement
c
f coefficient de dégradation du revêtement final
cf
I courant circulant dans la conduite au niveau de l'anode
I intensité de courant individuelle en fin de vie
af
I besoin en courant
c
i densité de courant
c
I besoin en courant en fin de vie
cf
I besoin en courant moyen
cm
I intensité de courant d'anode individuelle en fin de vie
f
I courant circulant dans la conduite à une distance x
x
L longueur de l'anode
L distance entre anodes
d
L moitié de la distance entre les points de soutirage
m
m masse nette d’anode
m masse nette individuelle d'une anode
a
n nombre d'anodes
r rayon de l'anode
R résistance d'isolement de la conduite par rapport à l'électrolyte
R résistance d'anode/résistance totale du circuit
a
R résistance d'anode en fin de vie
af
R résistance électrique linéaire du tronçon de la conduite
L
R résistance transversale
t
S moyenne arithmétique de la longueur et de la largeur de l'anode
t durée de vie de conception, exprimée en années
dl
α constante d'atténuation pour la conduite
ε capacité électrochimique
ρ résistivité de l'environnement
ρ résistivité du matériau de la conduite
Me
4.2 Abréviations
CA courant alternatif
CAT bande appliquée à froid
CE carbone équivalent
CP protection cathodique
CRA alliage résistant à la corrosion
CSE électrode au cuivre saturé (Cu/CuSO4)
CC courant continu
EPDM monomère d'éthylène-propylène-diène
FBE résine époxy appliquée par fusion
HSS manchon thermorétractable
ICCP protection cathodique par courant imposé
MIC corrosion induite par les microbes
PE polyéthylène
PP polypropylène
PREN indice de résistance à la corrosion par piqûres
PU polyuréthane
ROV véhicule commandé à distance
SCE électrode au calomel saturé (KCl)
SMYS limite d'élasticité minimale spécifiée
SRB bactéries sulfato-réductrices
STA aluminium projeté à chaud
3LPE polyéthylène tricouche
3LPP polypropylène tricouche
5 Généralités
5.1 Garantie de compétence
Le personnel chargé de la conception, de la supervision de l'installation, de la construction, 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.
Il convient que le niveau de compétence du personnel chargé de la protection cathodique pour le niveau
approprié des tâches soit démontré par une certification conforme à des procédures de préqualification
telles que l'ISO 15257 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 du présent document.
NOTE L'ISO 29001 fournit des recommandations propres au secteur relatives aux systèmes de management
de la qualité et l'ISO 14001 donne des recommandations relatives au choix et à l'utilisation d'un système de gestion
environnementale.
6 Exigences relatives aux systèmes de protection cathodique
6.1 Généralités
Le système de CP doit être conçu pour empêcher la corrosion externe pendant la durée de vie de la conduite
et pour:
— fournir un courant suffisant à la conduite 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 conception du système de CP correspondant à la durée de vie requise de la
conduite protégée ou permettre une réhabilitation régulière du système d'anodes;
— prévoir une marge appropriée pour les variations anticipées des besoins en courant au fil du temps;
— faire en sorte que les anodes soient installées à un endroit présentant un risque minimal de perturbation
ou de dommage;
— 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.
L'isolation électrique des conduites en mer protégées par des systèmes à anodes galvaniques des autres
conduites, ouvrages fixes, installations sous-marines ou ouvrages flottants protégés par systèmes à courant
imposé doit être évaluée afin de vérifier l'absence d'interaction défavorable entre les deux systèmes.
Une analyse doit être réalisée pour bien connaître le système de protection cathodique de ces ouvrages
et examiner la connexion électrique avec la conduite proposée afin de s'assurer de l'absence d'un effet
préjudiciable de chaque côté lié à une polarisation inadéquate ou excessive. Les conduites en mer doivent
être isolées des autres ouvrages non ou peu protégés, qui peuvent consommer le courant du système de CP
des conduites. Si des problèmes associés aux courants vagabonds sont attendus en raison de l'interaction
entre les conduites en mer et d'autres structures, la continuité électrique des conduites avec les autres
structures peut être envisagée.
La compatibilité des systèmes de CP des conduites ou ouvrages attenants doit être vérifiée de sorte que le
drainage de courant d'un système vers un système adjacent ne nuise pas aux performances de l'un ou l'autre
des systèmes de CP.
La conception du système de CP d'une conduite doit tenir compte de la méthode d'installation de la conduite,
des types de conduites et de colonnes montantes et des méthodes d'enfouissement et de stabilisation
proposées. Des recommandations sont fournies à l'Annexe F.
Le système de CP fondé sur les anodes galvaniques doit être conçu pour toute la durée de vie du système de
conduites à l'aide de la méthode de calcul donnée à l'Annexe A.
La conception du système de CP doit documenter les marges prévues pour les effets de la vitesse de l'eau et
les effets de l'érosion (par exemple, à cause des particules de sable, de vase ou de glace entraînées).
Il convient de considérer des installations d'essai permanentes en tenant compte de certains paramètres
spécifiques: longueur de la conduite, 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 conduites en mer et
de leurs ramifications qui sont directement reliées à des conduites 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 conduite individuellement ou en
groupes.
L'intensité du courant débité par les anodes galvaniques est limitée par la tension disponible anode par
rapport à la conduite et à la résistivité de l'électrolyte. En général, les anodes sont fixées directement à
la conduite sous la forme de bracelets. Des traîneaux ou matelas d'anodes peuvent également être placés
à intervalles réguliers le long de la conduite. Dans ces cas, un contrôle de l'atténuation, conformément à
l'Annexe B, doit être effectué pour s'assurer que toute la longueur de la conduite est protégée.
Certaines conduites peuvent être protégées par des anodes situées à chaque extrémité. En général, ce type
d'installation s'utilise sur des conduites entre plates-formes. Les anodes destinées à la conduite peuvent
être fixées à la plate-forme si la conduite est reliée électriquement à la plate-forme. Dans ce cas, un contrôle
de l'atténuation, conformément à l'Annexe B, doit être effectué pour s'assurer que toute la longueur de la
conduite est protégée.
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:
— intensité 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 conduite 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 conduites;
— coûts d'installation, d'exploitation et de maintenance;
— fiabilité du système global;
— intégrité d'autres conduites et/ou ouvrages présents dans la même zone, qui peut être affectée par les
systèmes à courant imposé si aucune mesure appropriée n'est prise pour éviter ces effets.
NOTE Il est possible de privilégier les systèmes à courant imposé pour des conduites 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 conduites dont les anodes
galvaniques sont défaillantes, où la consommation des anodes est excessive, qui ont dépassé leur durée de vie de
conception 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 conduites ou des installations de réception terrestres;
— aux points de raccordement avec des conduites nécessitant des critères de protection différents;
— entre des conduites dotées d'une protection cathodique et des installations non protégées ou moins bien
protégées;
— entre des systèmes de conduites (ou ouvrages) protégés par un courant imposé et des anodes galvaniques;
— au niveau des raccordements entre les conduites et les accessoires fabriqués à partir de métaux différents
(par exemple, les pompes et les vannes).
L'isolation électrique des conduites immergées avec les systèmes de mise à la terre terrestres est essentielle
pour permettre une protection cathodique terrestre et immergée efficace. Cette isolation doit être assurée à
l'aide de joints isolants électriques.
Lorsque la CP d'une conduite en mer est fournie par des anodes galvaniques et que des sections terrestres
de la conduite sont protégées par des anodes galvaniques ou par du courant imposé, une isolation électrique
est nécessaire afin de permettre aux sections terrestres de se soumettre à l'évaluation de performance,
conformément à l'ISO 15589-1, qui requiert le mesurage des potentiels tube/sol hors chute ohmique sur la
conduite. Étant donné qu'il n'est pas possible d'interrompre le courant circulant vers les conduites terrestres
depuis les anodes galvaniques en mer, il est nécessaire d'isoler électriquement la conduite terrestre de
la conduite en mer. Cela permet d'évaluer correctement la performance du système de CP de la conduite
terrestre.
Cette isolation doit être assurée à l'aide de joints isolants électriques. Il est préférable de situer ces joints
isolants à l'atterrage ou du côté mer de toute vanne d'arrêt d'urgence. Il convient qu'ils soient situés du côté
mer de tout raccordement électrique ou de tubulure de contrôle avec la conduite terrestre, afin d'éviter
que ces raccordements ne court-circuitent le courant de CP e
...
Frequently Asked Questions
ISO 15589-2:2024 is a standard published by the International Organization for Standardization (ISO). Its full title is "Oil and gas industries including lower carbon energy - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines". This standard covers: This document 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. Flexible pipelines, in-field flowlines, spools and risers are included in this document. Subsea production and injection equipment and structures are not included in this document. This document is applicable to carbon steel, stainless steel and flexible metallic pipelines in offshore service. This document is applicable to retrofits, modifications and repairs made to existing pipeline systems. This document is applicable to all types of seawater and seabed environments encountered in submerged conditions and on risers up to mean water level.
This document 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. Flexible pipelines, in-field flowlines, spools and risers are included in this document. Subsea production and injection equipment and structures are not included in this document. This document is applicable to carbon steel, stainless steel and flexible metallic pipelines in offshore service. This document is applicable to retrofits, modifications and repairs made to existing pipeline systems. This document is applicable to all types of seawater and seabed environments encountered in submerged conditions and on risers up to mean water level.
ISO 15589-2:2024 is classified under the following ICS (International Classification for Standards) categories: 75.200 - Petroleum products and natural gas handling equipment. The ICS classification helps identify the subject area and facilitates finding related standards.
ISO 15589-2:2024 has the following relationships with other standards: It is inter standard links to ISO 15589-2:2012. Understanding these relationships helps ensure you are using the most current and applicable version of the standard.
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