ISO 27913:2024
(Main)Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Pipeline transportation systems
Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Pipeline transportation systems
This document specifies the requirements and recommendations for the transportation of CO2 streams from the capture site to the storage facility where it is primarily stored in a geological formation or used for other purposes (e.g. for enhanced oil recovery or CO2 use). This document applies to the transportation of CO2 streams by — rigid metallic pipelines, — pipeline systems, — onshore and offshore pipelines for the transportation of CO2 streams, — conversion of existing pipelines for the transportation of CO2 streams, and — transportation of CO2 streams in the gaseous and dense phases. This document also includes aspects of CO2 stream quality assurance, as well as converging CO2 streams from different sources. Health, safety and environment aspects specific to CO2 transport and monitoring are also considered in this document. Transportation of CO2 via ship, rail or on road is not covered in this document.
Captage, transport et stockage géologique du dioxyde de carbone — Systèmes de transport par conduites
Le présent document spécifie des exigences et des recommandations sur les conduites, applicables au transport de flux de CO2 du site de captage jusqu’à l’installation de stockage où il est principalement stocké dans des formations géologiques ou utilisé à d’autres fins (par exemple, pour une récupération assistée des hydrocarbures ou une utilisation du CO2). Le présent document s’applique au transport de flux de CO2 par: — conduites métalliques rigides; — réseaux de conduites; — conduites terrestres et en mer destinées au transport de flux de CO2; — conversion de conduites existantes pour le transport de flux de CO2; et — transport de flux de CO2 en phase gazeuse et en phase dense. Le présent document inclut également des aspects d’assurance qualité du flux de CO2 et traite de la convergence de flux de CO2 provenant de différentes sources. Les aspects liés à la santé, la sécurité et l’environnement spécifiques à la surveillance et au transport du CO2 sont également pris en compte dans le présent document. Le transport du CO2 par voie maritime, ferroviaire ou routière n’est pas traité dans le présent document.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
International
Standard
ISO 27913
Second edition
Carbon dioxide capture,
2024-10
transportation and
geological storage — Pipeline
transportation systems
Captage, transport et stockage géologique du dioxyde de
carbone — Systèmes de transport par conduites
Reference number
© ISO 2024
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Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .vi
Introduction .vii
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Symbols and abbreviated terms. 5
4.1 Symbols .5
4.2 Abbreviated terms .5
5 Properties of CO , CO streams and the mixing of CO streams that influence pipeline
2 2 2
transportation . 6
5.1 General .6
5.2 Pure CO .6
5.2.1 Thermodynamics .6
5.2.2 Chemical reactions and corrosion .6
5.3 CO streams .7
5.3.1 Thermodynamics .7
5.3.2 Chemical reactions .7
6 Concept development and design criteria . 7
6.1 General .7
6.2 Safety philosophy .7
6.3 Reliability and availability of CO stream pipeline systems .8
6.4 Short-term storage reserve .8
6.5 Access to the pipeline system . .8
6.6 System design principles .9
6.6.1 General .9
6.6.2 CO stream specification .9
6.6.3 Pressure control and protection system .10
6.7 General principles to avoid internal pipeline corrosion .10
6.7.1 Particular aspects related to CO streams .10
6.7.2 Maximum water content .10
6.7.3 Avoidance of hydrate formation .10
6.7.4 Measurement of water content in the CO stream .11
6.8 Flow assurance .11
6.8.1 General .11
6.8.2 Operation under single-phase flow conditions during normal operation .11
6.8.3 Pipeline operation under multi-phase flow conditions during transient
operations . . 12
6.8.4 Planned and unscheduled pipeline pressure release . 12
6.8.5 Reduced flow capacity. 13
6.8.6 Available transport capacity . 13
6.8.7 Flow coating . 13
6.8.8 External thermal insulation .14
6.8.9 Leak detection .14
6.8.10 Fugitive emissions .14
6.8.11 Impurities .14
6.9 Pipeline layout.14
6.9.1 Vent stations .14
6.9.2 Block valve stations . 15
6.9.3 Pumping and compressor stations . 15
6.9.4 In-line inspection . 15
6.9.5 Onshore vent facility design . . 15
6.9.6 Offshore vent facilities .16
iii
7 Materials and pipeline design .16
7.1 General .16
7.2 Internal corrosion .16
7.3 Pipeline system materials .17
7.3.1 Steel selection .17
7.3.2 External coating .17
7.3.3 Non-metallic materials .17
7.3.4 Lubricants .17
8 Wall thickness calculations .18
8.1 Calculation principles .18
8.1.1 Design loads .18
8.1.2 Minimum wall thickness .18
8.1.3 Minimum wall thickness against internal pressure .18
8.1.4 Minimum wall thickness against dynamic pressure alterations . .18
8.1.5 Minimum wall thickness, t , against running ductile fracture for gas phase
minDF
pipelines .19
8.1.6 Minimum wall thickness, t , against running ductile fracture for dense
minDF
phase pipelines.19
8.1.7 Fracture toughness .19
8.1.8 Overview of the different aspects of wall thickness determination .19
8.2 Additional measures . 22
8.2.1 Dynamic loads due to operation (alternating operation pressure) . 22
8.2.2 Topographical profile . 22
8.2.3 Fracture arrestors . 22
8.2.4 Offshore pipelines . 22
9 Construction .22
9.1 General . 22
9.2 Pipeline pre-commissioning . 23
9.2.1 Overview . 23
9.2.2 Pipeline dewatering and drying . 23
9.2.3 Preservation before pipeline commissioning . 23
10 Operation .23
10.1 General . 23
10.2 Pipeline commissioning . 23
10.2.1 Initial filling and pressurization with product . 23
10.2.2 Initial or baseline inspection . .24
10.3 Pipeline shutdown .24
10.4 Pipeline system depressurization .24
10.4.1 General .24
10.4.2 Pipeline depressurization .24
10.4.3 Vent facilities . 25
10.5 Inspection, monitoring and testing . 25
10.5.1 General . 25
10.5.2 In-line inspection procedure . 25
10.5.3 Monitoring of water content and dew point . 26
10.5.4 Network code or equivalent set of operational terms and conditions . 26
10.5.5 Measurement of CO stream at each custody transfer point . 26
10.5.6 Measurement of impurities. 26
10.5.7 Action to be taken in the event of an exceedance of impurities .27
10.5.8 Measurement of CO mass flow rate .27
11 Re-qualification of existing pipelines for CO service .27
Annex A (informative) Examples of CO stream compositions .29
Annex B (informative) CO characteristics .33
Annex C (informative) Internal corrosion and erosion .35
iv
Annex D (informative) Avoidance of running ductile fracture: Approach for the evaluation of
fracture arrest . .37
Annex E (informative) Data requirements for an integrity management plan .39
Annex F (informative) Depressurization of a dense phase CO stream avoiding low pipeline
temperature issues .40
Bibliography .42
v
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 265, Carbon dioxide capture, transportation,
and geological storage.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 27913:2016), which has been technically
revised.
The main changes are as follows:
— the entire text has been editorially revised;
— normative references have been updated;
— a subclause about CO stream flowrate and impurity measurement has been added;
— the level of impurities has been limited to 5 % and a set of 17 requirements are defined to ensure CO
stream pipeline integrity;
— Annex A has been added to show example compositions of CO streams for gaseous and dense phase CO
2 2
streams which fulfil the requirements of this document;
— the latest findings in fracture arrest design have been included in Annex D;
— Annex F has been added to describe the decompression effects on pressure and temperature versus time.
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
Carbon dioxide (CO ) capture, carbon dioxide use (CCU) and carbon dioxide storage (CCS) have been identified
as key abatement technologies for achieving a significant reduction in CO emissions to the atmosphere.
Pipelines are likely to be the primary means of transporting CO from the point-of-capture to storage sites
(e.g. depleted hydrocarbon formations, deep saline aquifers), or to usage points (e.g. enhanced oil recovery
or utilization) to avoid its release to the atmosphere. While there is a perception that transporting CO via
pipelines does not represent a significant barrier to implementing large-scale CCS, there is significantly less
industry experience than there is for hydrocarbon service (e.g. natural gas). Furthermore, there are a number
of issues that need to be adequately understood and associated risks that need to be effectively managed
to ensure safe transport of CO . In a CCS or CCU context, there is a need for larger CO pipeline systems in
2 2
more densely populated areas and with CO coming from multiple sources. Also, offshore pipelines for the
transportation of CO to offshore storage sites are likely to become common.
The objective of this document is to provide specific requirements and recommendations on certain aspects
of safe and reliable design, construction and operation of pipelines intended for the large-scale transportation
of CO that are not already covered in existing pipeline standards such as ISO 13623, ASME B31.4,
ASME B31.8, EN 1594, AS 2885 or other standards listed in the Bibliography. Existing pipeline standards
cover many of the issues related to the design and construction of CO pipelines. However, there are some
CO -specific issues (e.g. fracture arrest, internal corrosion protection) that are not adequately covered in
these standards but are addressed in this document. The purpose of this document is to cover these issues
consistently. Hence, this document is not a standalone standard, but is written to be a supplement to other
existing pipeline standards for natural gas or liquids for both onshore and offshore pipelines.
The system boundary (see Figure 1) between capture and transportation is the point at the inlet valve of the
pipeline, where the composition, temperature and pressure of the CO stream is within a certain specified
range to meet the requirements for transportation as described in this document.
The boundary between transportation and storage or utilization is the point where the CO stream leaves the
transportation pipeline infrastructure and enters the downstream infrastructure, which can be permanent
geological storage, utilization or buffer storage prior to shipping.
vii
Key
1 source of CO from capture (e.g. from power plant, industry; see ISO/TR 27912)
2 isolating joint
3 boundary limit
4 other source of CO
5 transportation system inside given in this document
6 boundary to storage facility or utilization
7 onshore storage facility
8 offshore storage facility
9 enhanced oil recovery
10 riser (outside transportation scope)
11 subsea valve (inside transportation scope)
12 beach valve
13 offshore pipeline
14 onshore pipeline
15 valve
16 landfall
17 open water
18 third party transport system
19 export to other uses than those of Keys 7, 8 and 9
20 intermediate compression or pumping
Figure 1 — Schematic illustration of the system boundaries of this document
viii
International Standard ISO 27913:2024(en)
Carbon dioxide capture, transportation and geological
storage — Pipeline transportation systems
1 Scope
This document specifies the requirements and recommendations for the transportation of CO streams
from the capture site to the storage facility where it is primarily stored in a geological formation or used for
other purposes (e.g. for enhanced oil recovery or CO use).
This document applies to the transportation of CO streams by
— rigid metallic pipelines,
— pipeline systems,
— onshore and offshore pipelines for the transportation of CO streams,
— conversion of existing pipelines for the transportation of CO streams, and
— transportation of CO streams in the gaseous and dense phases.
This document also includes aspects of CO stream quality assurance, as well as converging CO streams
2 2
from different sources.
Health, safety and environment aspects specific to CO transport and monitoring are also considered in this
document.
Transportation of CO via ship, rail or on road is not covered in this document.
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 3183, Petroleum and natural gas industries — Steel pipe for pipeline transportation systems
ISO 20765-2, Natural gas — Calculation of thermodynamic properties — Part 2: Single-phase properties (gas,
liquid, and dense fluid) for extended ranges of application
ISO/TR 27925, Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Cross cutting issues — Flow
assurance
API SPEC 5L, Line Pipe, 46th Edition, April 2018
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions 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
aqueous phase
liquid phase composed predominantly of water and other impurities that are not dissolved in the gaseous or
dense CO phase
3.2
block valve
full-bore valve inserted into a pipeline to reduce the total volume of the CO stream (3.4) that would be emitted
in the case of planned or unplanned depressurization of that section or in the case of a pipeline rupture
3.3
bubble point pressure
pressure of the saturated liquid at a given composition and temperature
3.4
CO stream
stream consisting overwhelmingly of carbon dioxide
Note 1 to entry: A carbon dioxide stream consists of usually more than 95 mol% CO .
3.5
corrosion allowance
additional wall thickness beyond that required by the mechanical design to compensate for any reduction in
wall thickness by corrosion (internal/external) during the design operational life
3.6
critical point
highest temperature and pressure at which a pure substance (e.g. CO ) can exist as a gas and a liquid in
equilibrium
Note 1 to entry: For a multicomponent fluid mixture of a given composition, the critical point is the merge of the
bubble point curve and the dew point curve.
Note 2 to entry: The critical point can be established with the critical pressure (3.7) and the critical temperature (3.8).
3.7
critical pressure
vapour pressure at the critical temperature (3.8)
Note 1 to entry: The critical pressure for pure CO is 7,38 MPa.
3.8
critical temperature
pure substance temperature above which liquid cannot be formed simply by increasing the pressure
Note 1 to entry: The critical temperature of pure CO is 304,13 K (equivalent to 30,98 °C).
Note 2 to entry: For CO streams (3.4), phase transitions can still occur above critical temperature.
3.9
dense phase
CO or CO streams (3.4) in the single-phase fluid state above a density of 500 kg/m
2 2
Note 1 to entry: For more details on the dense phase, refer to ISO/TR 27925.
3.10
dew point pressure
pressure on the saturated vapour line
3.11
ductile fracture
shear fracture
mechanism which takes place by the propagation of a crack or stress-raising features, linked with a
considerable amount of local plastic deformation
3.12
environmental cracking
brittle fracture of a normally ductile material in which the corrosive effect of the environment is causing the
embrittlement
3.13
flow assurance
engineering discipline that is required to understand the behaviour of fluids inside pipelines, at flowing and
static conditions
Note 1 to entry: The flow assurance provides input to design activities, such as pipeline design or risk analysis and
operating philosophy development.
3.14
fracture arrestor
crack arrestor
additional pipeline component that can be installed around portions of a pipeline designed to resist
propagating fractures
3.15
hydraulic capacity
maximum flow rate achievable in a system for a given pressure loss and given mechanical and operating
constraints
3.16
in-line inspection
ILI
operation of sending an inspection tool inside a pipeline for the purposes of maintenance procedures such as
pipeline cleaning, liquid removal, corrosion detection
3.17
internal coating
layer to reduce internal roughness and minimize friction pressure loss on the inside of the pipeline
3.18
maximum allowable operating pressure
MAOP
highest possible pressure to which the equipment or system may reasonably be exposed locally during
operation
3.19
minimum design temperature
lowest possible temperature to which the equipment or system may reasonably be exposed locally during
installation and operation
3.20
multi-phase flow
co-existence of more than one fluid phases (e.g. gas and dense phases (3.9) or two dense phases) in the same
location of the pipeline
3.21
non-condensable component
component that, when pure, can be in gaseous form at possible CO equilibrium conditions throughout the
CO value chain
EXAMPLE N , Ar, H , CO, CH , O (excluding CO ).
2 2 4 2 2
3.22
operating envelope
limited range of parameters over which operations result in safe and acceptable performance of the
equipment or system
3.23
pipeline commissioning
activities associated with the initial filling and pressurization of the pipeline system with the fluid to be
transported
3.24
pipeline dewatering
removal of water after hydraulic testing of the pipeline system
3.25
rapid gas decompression
phenomenon brought about by pressurized fluid migrating at a molecular level into a polymer and then
being released suddenly causing failure of polymeric materials
3.26
saturation pressure
saturation vapour pressure
pressure of a vapour which is in equilibrium with its liquid at a given temperature applicable to pure CO
Note 1 to entry: For a CO stream (3.4) containing impurities, the saturation pressure can either be the pressure on
the saturated liquid line [bubble point pressure (3.3)] or the pressure on the saturated vapour line [dew point pressure
(3.10)]. For CO streams, both pressures are different for a given temperature.
3.27
short-term storage reserve
accumulation of the fluid in a pressurized section of a pipeline additional to the fluid that is extracted from
the pipeline, for the purpose of temporary storage of that fluid
3.28
single phase
flow of CO or a CO stream (3.4) in a gas or a dense phase (3.9), but not in any combination of them
2 2
3.29
threat
activity or condition that alone or in combination with others has the potential to cause damage or to
produce another negative impact if not adequately controlled
3.30
triple point
temperature and pressure at which the three phases (gas, liquid and solid) of a substance coexist in
thermodynamic equilibrium
3.31
vent station
installation from which the contents of the pipeline or a section of pipeline between block valves (3.2) can
be vented
3.32
network code
set of rules that are operational terms and conditions and agreed by either operators or governments, or
both, under which a CO stream system is required to operate safely and in a way that allows the objectives
of each party to be realised
Note 1 to entry: Figure 1 shows where the network code becomes relevant for different system operators.
4 Symbols and abbreviated terms
4.1 Symbols
2 2
A cross-section area of the notched-bar impact specimen equal to 80 mm mm
C
Charpy V-notch absorbed energy value of the pipeline steel measured in the transverse direc-
C J
v
tion
D outer diameter of the pipe mm
E Young’s modulus MPa
P pressure MPa
P bubble point pressure at given temperature and CO stream composition MPa
s 2
R average pipe radius mm
t wall thickness of the pipe mm
t minimum wall thickness mm
min
t minimum wall thickness against internal pressure mm
minDP
t minimum wall thickness against hydraulic shock mm
minHS
t minimum wall thickness against fracture propagation mm
minDF
T temperature °C
σ flow stress MPa
f
4.2 Abbreviated terms
collective term for the highly volatile aromatic hydrocarbons benzene, toluene, ethylbenzene and
BTEX
xylene
BTCM Battelle Two Curve Method
CCS carbon dioxide capture and storage
CCU carbon dioxide capture and utilization
DEG diethylene glycol
EOR enhanced oil recovery
ILI in-line inspection
IMP integrity management plan
MAOP maximum allowable operating pressure
MEG monoethylene glycol
SSC sulphide stress cracking
TEG tri-ethylene glycol
NDMA N-nitrosodimethylamine, also known as dimethylnitrosamine (DMN)
NMEA N-methylethanolamine
NDEA N-nitrosodiethylamine
NDELA N-nitrosodiethanolamine
NPIP N-nitrosopiperidine
NOMor N-nitrosomorpholine
PCDD polychlorinated dibenzodioxins
PCDF polychlorinatedfurans
5 Properties of CO , CO streams and the mixing of CO streams that influence
2 2 2
pipeline transportation
5.1 General
According to ISO 20765-2, pure CO and CO streams have properties that can be very different from those of
2 2
hydrocarbon fluids and can influence all stages of the pipeline life cycle. The thermodynamic and chemical
behaviours of pure CO have been explored throughout literature (e.g. see Reference [50]). In the usual
operating envelope for CCS or CCU, the temperature and pressure vary and are project-specific. CO can be
in the gaseous or dense phase. There can be a large change in properties when crossing a phase boundary
and for this reason, normal operation close to the phase boundaries should be avoided if possible.
In case multi-phase flow cannot be avoided for any reason, it should be given special consideration during
design, commissioning, operation and decommissioning (see References [25] and [52]).
Subclauses 5.2 and 5.3 provide information for the designer and pipeline operator on how to decide on the
correct parameters to be used to avoid negative impacts on the pipeline integrity.
Impurities within the CO stream affect the phase envelope and can result in negative impacts on the
pipeline operation and integrity. As part of the design process, limits shall be specified for the maximum
levels of impurities within the CO stream, and robust measurement equipment shall be installed to monitor
the composition against this specification prior to its entry into the pipeline. For more information, refer to
Annex A.
5.2 Pure CO
5.2.1 Thermodynamics
The thermodynamic properties of CO , particularly the saturation pressure, shall be taken into account
because they have a significant impact on the design and operation of the pipeline. For a dense phase pipeline,
the maximum saturation pressure resulting from isentropic expansion from within the operating envelope
shall be used as the principal parameter in the design against running ductile fractures as described in 8.1.6.
For gaseous transport, refer to 8.1.5.
The potential for inaccuracies in saturation pressure prediction and fluid properties should be taken into
account when evaluating the design and operational philosophy of a CO -transport system, and when
applying a margin of error to the maximum saturation pressure as a design criterion is recommended.
5.2.2 Chemical reactions and corrosion
With pure CO , there are no chemical reactions or internal corrosion in the pipeline.
5.3 CO streams
5.3.1 Thermodynamics
The phase diagram and the physical and chemical properties change depending on the CO stream
composition, leading, among other things, to changed values of the bubble point pressure compared to pure
CO . For a dense phase pipeline, the maximum bubble point pressure resulting from isentropic expansion
from within the operating envelope shall be used as the principal parameter in the design against running
ductile fractures as described in 8.1.6. For gaseous transport, refer to 8.1.5.
This bubble point pressure for the specific stream should be determined by use of a validated equation
of state or other validated methods which are appropriate for the specific CO composition, such as in
Reference [37].
Note that there are uncertainties in modelling the phase behaviour of CO streams. Fluid properties and
phase behaviour of pure CO are described very accurately by the Span and Wagner equation of state, which
was specifically developed for pure CO . However, this equation of state cannot describe CO with impurities.
2 2
The potential for inaccuracies in the bubble point pressure prediction and fluid properties should be taken
into account when evaluating the design and operational philosophy of a CO -transport system, and when
applying a margin of error to the maximum bubble point pressure as a design criterion is recommended.
5.3.2 Chemical reactions
The different impurities within a CO stream shall be considered because some have the potential of
reacting together to form other compounds in the location of the mixing zone and elsewhere as the flow goes
along the pipeline (see also 6.6.2). The presence of these other compounds has the potential to affect the
thermodynamic properties of the CO stream or the integrity and operability of the system. The worst cases
result in an acidic aqueous phase giving corrosion and, in some cases, also solid deposition. These potential
effects should be modelled or confirmed experimentally.
6 Concept development and design criteria
6.1 General
Clause 6 includes requirements and recommendations related to design issues that are specific to CO
streams and that are usually considered as part of the pipeline concept phase.
CO stream pipelines shall be designed in accordance with industry recognized standards specific to CO
2 2
streams – otherwise water pipe standards can be selected.
6.2 Safety philosophy
Safety is ensured in different ways in different countries. Some countries use risk-based and probabilistic
design and operation philosophies, others use deterministic concepts. These concepts can
...
Norme
internationale
ISO 27913
Deuxième édition
Captage, transport et stockage
2024-10
géologique du dioxyde de
carbone — Systèmes de transport
par conduites
Carbon dioxide capture, transportation and geological storage —
Pipeline transportation systems
Numéro de référence
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Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .vi
Introduction .vii
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 1
4 Symboles et termes abrégés . 5
4.1 Symboles .5
4.2 Termes abrégés .5
5 Propriétés du CO, des flux de CO et des mélanges de flux de CO ayant une influence
2 2 2
sur le transport par conduites . 6
5.1 Généralités .6
5.2 CO pur .7
5.2.1 Thermodynamique .7
5.2.2 Réactions chimiques et corrosion .7
5.3 Flux de CO .7
5.3.1 Thermodynamique .7
5.3.2 Réactions chimiques .7
6 Étude-conception et critères de conception . 8
6.1 Généralités .8
6.2 Politique de sécurité .8
6.3 Fiabilité et disponibilité des réseaux de conduites de flux de CO .8
6.4 Réserve de stockage à court terme .9
6.5 Accès au réseau de conduites .9
6.6 Principes de conception des systèmes .9
6.6.1 Généralités .9
6.6.2 Spécification des flux de CO .9
6.6.3 Système de régulation de pression et de protection contre les surpressions .10
6.7 Principes généraux pour éviter la corrosion interne des conduites .11
6.7.1 Aspects particuliers liés au CO et aux flux de CO .11
2 2
6.7.2 Teneur en eau maximale .11
6.7.3 Prévention de la formation d’hydrates .11
6.7.4 Mesurage de la teneur en eau du flux de CO .11
6.8 Maintien de l’écoulement . 12
6.8.1 Généralités . 12
6.8.2 Fonctionnement en conditions d’écoulement monophasique en exploitation
normale . 12
6.8.3 Fonctionnement des conduites en conditions d’écoulement polyphasique au
cours d’opérations transitoires . 13
6.8.4 Décharge de pression planifiée et imprévue dans les conduites . 13
6.8.5 Débit réduit .14
6.8.6 Capacité de transport disponible .14
6.8.7 Revêtement facilitant l’écoulement . .14
6.8.8 Isolation thermique externe . 15
6.8.9 Détection de fuites . 15
6.8.10 Émissions fugitives . 15
6.8.11 Impuretés . 15
6.9 Disposition des conduites .16
6.9.1 Stations d’évent .16
6.9.2 Stations de vannes de sectionnement .16
6.9.3 Stations de pompage et de compression .16
6.9.4 Inspection en ligne .16
6.9.5 Conception des installations terrestres de mise à l’évent .17
6.9.6 Installations en mer de mise à l’évent.18
iii
7 Matériaux et conception des conduites .18
7.1 Généralités .18
7.2 Corrosion interne .18
7.3 Matériaux du réseau de conduites .18
7.3.1 Choix de l’acier .18
7.3.2 Revêtement externe .18
7.3.3 Matériaux non métalliques .19
7.3.4 Lubrifiants .19
8 Calculs d’épaisseur de paroi . 19
8.1 Principes de calcul .19
8.1.1 Charges de calcul .19
8.1.2 Épaisseur de paroi minimale . 20
8.1.3 Épaisseur de paroi minimale par rapport à la pression interne . 20
8.1.4 Épaisseur de paroi minimale par rapport aux fluctuations dynamiques de la
pression . 20
8.1.5 Épaisseur de paroi minimale, tminDF, par rapport à la propagation d’une
rupture ductile pour des conduites en phase gazeuse . 20
8.1.6 Épaisseur de paroi minimale, tminDF, par rapport à la propagation d’une
rupture ductile pour des conduites en phase dense .21
8.1.7 Ténacité .21
8.1.8 Vue d’ensemble des différents aspects de la détermination de l’épaisseur de paroi .21
8.2 Mesures complémentaires .24
8.2.1 Charges dynamiques dues au fonctionnement (pression de service variable) .24
8.2.2 Profil topographique .24
8.2.3 Dispositifs anti-propagation de ruptures .24
8.2.4 Conduites en mer.24
9 Construction .25
9.1 Généralités . 25
9.2 Pré-mise en service des conduites . 25
9.2.1 Vue d’ensemble . 25
9.2.2 Purge d’eau et séchage des conduites . 25
9.2.3 Préservation avant la mise en service des conduites . 25
10 Exploitation .25
10.1 Généralités . 25
10.2 Mise en service des conduites . 26
10.2.1 Remplissage et pressurisation initiaux avec le produit. 26
10.2.2 Inspection initiale ou de référence . 26
10.3 Fermeture des conduites . 26
10.4 Dépressurisation d’un réseau de conduites .27
10.4.1 Généralités .27
10.4.2 Dépressurisation des conduites.27
10.4.3 Installations d’évent .27
10.5 Inspection, surveillance et essais .27
10.5.1 Généralités .27
10.5.2 Procédure d’inspection en ligne . 28
10.5.3 Surveillance de la teneur en eau et du point de rosée . 28
10.5.4 Code de réseau ou ensemble de termes et conditions opératoires équivalent . 28
10.5.5 Mesurage du flux de CO à chaque point de transfert d’allocation . 28
10.5.6 Mesurage des impuretés . 29
10.5.7 Actions à mener en cas de dépassement de niveau d’impuretés . 29
10.5.8 Mesurage du débit massique de CO . 29
11 Requalification des conduites existantes pour un service de CO .30
Annexe A (informative) Exemples de composition des flux de CO .32
Annexe B (informative) Caractéristiques du CO .36
Annexe C (informative) Corrosion et érosion internes .39
iv
Annexe D (informative) Prévention de la propagation des ruptures ductiles: approche
d’évaluation de l’arrêt de propagation des fissures . 41
Annexe E (informative) Exigences de données pour un plan de gestion de l’intégrité .43
Annexe F (informative) Dépressurisation d’un flux de CO en phase dense évitant les problèmes
de basse température sur une conduite .45
Bibliographie . 47
v
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/patents. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir identifié de tels droits
de brevet.
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 265, Captage du dioxyde de carbone,
transport et stockage géologique.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 27913:2016), qui a fait l’objet d’une
révision technique.
Les principales modifications sont les suivantes:
— le texte a été entièrement remanié;
— des références normatives ont été ajoutées;
— un paragraphe a été ajouté sur les mesurages d’impuretés et de débit du flux de CO ;
— le niveau des impuretés a été limité à 5 % et un ensemble de 17 exigences a été défini pour assurer
l’intégrité des conduites de flux de CO ;
— l’Annexe A a été ajoutée afin de donner des exemples de composition pour les flux de CO en phase gazeuse
et en phase dense qui satisfont aux exigences de la partie normative du présent document;
— l’Annexe D reprend les dernières découvertes en matière d’arrêt de propagation des fissures;
— l’Annexe F a été ajoutée pour décrire les effets de la décompression sur la pression et la température
en fonction du temps.
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
Le captage du dioxyde de carbone (CO ), l’utilisation du dioxyde de carbone (CUC) et le stockage du dioxyde
de carbone (CSC) sont des technologies reconnues comme déterminantes pour réduire les émissions
de CO dans l’atmosphère de façon significative. Les conduites sont probablement le principal moyen
pour transporter le CO du point de captage jusqu’aux sites de stockage (par exemple des gisements
d’hydrocarbures épuisés ou des aquifères salins profonds) ou jusqu’aux points d’utilisation (récupération
assistée des hydrocarbures ou utilisation, par exemple) afin de limiter son rejet dans l’atmosphère. Bien que
le transport de CO par conduites ne soit pas perçu comme un obstacle majeur à la mise en œuvre du CSC
à grande échelle, le retour d’expérience concernant son application dans l’industrie est nettement inférieur
à celui des hydrocarbures (gaz naturel, par exemple) et il est nécessaire de bien comprendre un certain
nombre de problèmes et de gérer efficacement les risques associés afin d’assurer la sécurité du transport du
CO . Dans le contexte du CSC ou du CUC, il est nécessaire d’étendre les réseaux de conduites de CO dans les
2 2
régions plus densément peuplées et avec du CO issu de sources multiples. Par ailleurs, il est probable que les
conduites en mer destinées à acheminer le CO jusqu’à des sites de stockage en mer se généralisent.
Le présent document vise à fournir des exigences et des recommandations spécifiques sur certains
aspects afin d’assurer une conception, une construction et un fonctionnement sûrs et fiables des conduites
destinées au transport du CO à grande échelle, qui ne sont pas déjà couvertes par les normes existantes sur
les conduites, telles que l’ISO 13623, l’ASME B31.4, l’ASME B31.8, l’EN 1594, l’AS 2885 ou d’autres normes
énumérées dans la Bibliographie. Les normes existantes sur les conduites couvrent une grande partie des
problèmes liés à la conception et à la construction de conduites de CO . Cependant, certains problèmes
spécifiques au CO (par exemple l’arrêt de propagation des fissures ou la protection contre la corrosion
interne) ne sont pas traités de manière adéquate dans ces normes et sont donc examinés dans le présent
document. Le présent document a pour objectif de couvrir ces problèmes de façon cohérente. Par conséquent,
ce document n’est pas une norme indépendante et a été rédigé comme un complément aux autres normes
existantes sur les conduites de gaz naturel ou de liquides, terrestres et maritimes.
La frontière du système (voir Figure 1) entre le captage et le transport est le point situé au niveau de la
vanne d’entrée de la conduite, où la composition, la température et la pression du flux de CO sont dans les
limites d’une certaine plage spécifiée afin de satisfaire aux exigences de transport décrites dans le présent
document.
La limite entre le transport et le stockage ou l’utilisation est le point où le flux de CO quitte l’infrastructure
de conduites de transport et entre dans l’infrastructure en aval, qui peut être un stockage géologique
permanent, une utilisation ou un stockage tampon avant expédition.
vii
Légende
1 source de CO par rapport au captage, par exemple provenant d’une centrale électrique ou d’une installation
industrielle; voir ISO/TR 27912
2 joint isolant
3 limite
4 autre source de CO
5 système de transport à l’intérieur du périmètre couvert par le présent document
6 limite de l’installation de stockage ou de l’utilisation
7 installation de stockage terrestre
8 installation de stockage en mer
9 récupération assistée des hydrocarbures
10 tube prolongateur (hors périmètre de transport)
11 vanne sous-marine (dans le périmètre du transport)
12 vanne de plage
13 conduite en mer
14 conduite terrestre
15 vanne
16 point d’arrivée à terre
17 eau libre
18 système de transport d’un tiers
19 export pour des utilisations autres que celles de 7, 8 et 9
20 compression ou pompage intermédiaire
Figure 1 — Représentation schématique des limites du système du présent document
viii
Norme internationale ISO 27913:2024(fr)
Captage, transport et stockage géologique du dioxyde de
carbone — Systèmes de transport par conduites
1 Domaine d’application
Le présent document spécifie des exigences et des recommandations sur les conduites, applicables au
transport de flux de CO du site de captage jusqu’à l’installation de stockage où il est principalement stocké
dans des formations géologiques ou utilisé à d’autres fins (par exemple, pour une récupération assistée
des hydrocarbures ou une utilisation du CO ).
Le présent document s’applique au transport de flux de CO par:
— conduites métalliques rigides;
— réseaux de conduites;
— conduites terrestres et en mer destinées au transport de flux de CO ;
— conversion de conduites existantes pour le transport de flux de CO ; et
— transport de flux de CO en phase gazeuse et en phase dense.
Le présent document inclut également des aspects d’assurance qualité du flux de CO et traite de la
convergence de flux de CO provenant de différentes sources.
Les aspects liés à la santé, la sécurité et l’environnement spécifiques à la surveillance et au transport du CO
sont également pris en compte dans le présent document.
Le transport du CO par voie maritime, ferroviaire ou routière n’est pas traité dans le présent document.
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 3183, Industries du pétrole et du gaz naturel — Tubes en acier pour les systèmes de transport par conduites
ISO 20765-2, Gaz naturel — Calcul des propriétés thermodynamiques — Partie 2: Propriétés des phases uniques
(gaz, liquide, fluide dense) pour une gamme étendue d'applications
ISO/TR 27925, Captage, transport et stockage géologique du dioxyde de carbone — Questions transversales —
Maintien de l'écoulement
ème
API SPEC 5L, Line Pipe, 46 édition, Avril 2018
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions 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
phase aqueuse
phase liquide principalement composée d’eau et d’autres impuretés qui ne sont pas dissoutes dans la phase
de CO gazeuse ou dense
3.2
vanne de sectionnement
vanne à passage intégral installée dans une conduite afin de réduire le volume total de flux de CO (3.4) qui
serait émis en cas de dépressurisation volontaire ou imprévue de ce tronçon, ou en cas de rupture de la
conduite
3.3
pression au point de bulle
pression du liquide saturé à une composition et une température données
3.4
flux de CO
flux essentiellement constitué de dioxyde de carbone
Note 1 à l'article: Un flux de CO est généralement plus de 95 % en moles de CO .
2 2
3.5
surépaisseur de corrosion
épaisseur de paroi supplémentaire au-delà de celle requise par la conception mécanique pour compenser
toute diminution d’épaisseur de paroi due à la corrosion (interne/externe) au cours de la durée de vie définie
à la conception
3.6
point critique
température et pression les plus élevées auxquelles une substance pure (CO , par exemple) peut exister sous
formes gazeuse et liquide à l’équilibre
Note 1 à l'article: Pour un mélange fluide de plusieurs composants de composition connue, le point critique est
l’intersection de la courbe du point de bulle et de la courbe du point de rosée.
Note 2 à l'article: Le point critique peut être établie par la pression critique (3.7) et la température critique (3.8).
3.7
pression critique
pression de vapeur à la température critique (3.8)
Note 1 à l'article: La pression critique du CO pur est de 7,38 MPa.
3.8
température critique
pour une substance pure, température au-dessus de laquelle il n’est pas possible d’atteindre la phase liquide
par une simple augmentation de la pression
Note 1 à l'article: La température critique du CO pur est de 304,13 K (soit 30,98 °C).
Note 2 à l'article: Pour les flux de CO (3.4), des transitions de phases peuvent encore se produire au-delà de la
température critique.
3.9
phase dense
CO ou flux de CO (3.4) à l’état fluide monophasique au-dessus d’une masse volumique de
2 2
500 kg/m
Note 1 à l'article: Pour plus de détails sur la phase dense, voir aussi l’ISO/TR 27925.
3.10
pression au point de rosée
pression sur la ligne de vapeur saturée
3.11
rupture ductile
rupture par cisaillement
mécanisme initié par la propagation d’une fissure ou par des éléments d’augmentation de contrainte,
associé à une déformation plastique locale très importante
3.12
fissuration sous contrainte environnementale
rupture fragile d’un matériau normalement ductile dans lequel l’effet corrosif de l’environnement entraîne
une fragilisation
3.13
maintien de l’écoulement
discipline d’ingénierie requise pour comprendre le comportement des fluides à l’intérieur des conduites,
en écoulement et en conditions statiques
Note 1 à l'article: Le maintien de l’écoulement génère des données d’entrée pour les activités de conception, telles que
la conception des conduites ou l’analyse des risques, et l’élaboration de la philosophie opérationnelle.
3.14
dispositif anti-propagation de rupture
dispositif anti-propagation de fissure
composant supplémentaire de conduite pouvant être installé autour des parties d’une conduite conçue pour
résister à la propagation des fractures
3.15
capacité hydraulique
débit maximal pouvant être obtenu dans un système pour une perte de charge connue et des contraintes
mécaniques et opérationnelles données
3.16
inspection en ligne
ILI
opération consistant à envoyer un outil d’inspection à l’intérieur d’une conduite afin d’effectuer des
opérations d’entretien telles qu’un nettoyage, une purge de liquide ou une détection de corrosion de la
conduite
3.17
revêtement interne
couche destinée à réduire la rugosité interne et limiter le plus possible la perte de charge due aux frottements
sur l’intérieur de la conduite
3.18
pression de service maximale admissible
MAOP
pression la plus élevée possible pouvant être appliquée localement et à laquelle l’équipement ou le système
peut être raisonnablement exposé pendant l’installation et le fonctionnement
3.19
température minimale de conception
température la plus basse possible pouvant être appliquée localement et à laquelle l’équipement ou le
système peut être raisonnablement exposé pendant le fonctionnement
3.20
écoulement polyphasique
coexistence de plusieurs phases d’un fluide (phase gazeuse et phase dense (3.9) ou deux phases denses,
par exemple) au même emplacement de la conduite
3.21
composant non condensable
composant qui, à l’état pur, peut se présenter sous forme gazeuse dans les conditions possibles d’équilibre
du CO tout au long de la chaîne de valeur du CO
2 2
Note 1 à l'article: Ils comprennent les substances suivantes: N , Ar, H , CO, CH , O (CO exclu).
2 2 4 2 2
3.22
enveloppe opérationnelle
plage limitée de paramètres dans laquelle des opérations aboutissent à des performances sûres et
acceptables de l’équipement ou du système
3.23
mise en service des conduites
activités associées au remplissage initial et à la mise en pression d’un réseau de conduites avec le fluide
à transporter
3.24
purge d’eau des conduites
élimination de l’eau après des essais hydrauliques du réseau de conduites
3.25
décompression rapide des gaz
phénomène initié par un fluide sous pression migrant à un niveau moléculaire dans un polymère, puis libéré
soudainement en entraînant une rupture des matériaux polymères
3.26
pression de saturation
pression de vapeur saturante
pression à laquelle une vapeur est à l’équilibre avec son liquide à une température donnée applicable au CO pur
Note 1 à l'article: Pour un flux de CO (3.4) contenant des impuretés, la pression de saturation peut être soit la pression
sur la conduite de liquide saturé [pression au point de bulle (3.3)], soit la pression sur la conduite de vapeur saturée
[pression au point de rosée (3.10)]. Pour les flux de CO , les deux pressions sont différentes pour une température donnée.
3.27
réserve de stockage à court terme
accumulation du fluide dans un tronçon sous pression d’une conduite s’ajoutant au fluide extrait de la
conduite, à des fins de stockage temporaire de ce fluide
3.28
monophasique
écoulement de CO ou d’un flux de CO (3.4) en phase gazeuse ou en phase dense (3.9), mais pas dans une
2 2
combinaison quelconque de ces phases
3.29
menace
activité ou état qui, seul ou combiné à d’autres activités ou états, en l’absence de contrôle adéquat,
est susceptible de causer des dommages ou d’avoir un autre impact négatif
3.30
point triple
température et pression auxquelles trois phases (gaz, liquide et solide) d’une substance coexistent à
l’équilibre thermodynamique
3.31
station d’évent
installation à partir de laquelle le contenu de la conduite ou du tronçon de conduite entre des vannes de
sectionnement (3.2) peut être mis à l’évent
3.32
code de réseau
ensemble de règles qui sont des termes et conditions opératoires convenues soit par les exploitants ou les
gouvernements, ou les deux, en vertu desquelles un système de flux de CO2 doit fonctionner en toute sécurité
tout en permettant à chaque partie d’atteindre les objectifs fixés
Note 1 à l'article: La Figure 1 montre où le code réseau devient pertinent pour différents opérateurs de système.
4 Symboles et termes abrégés
4.1 Symboles
2 2
A surface de la section de l’éprouvette entaillée égale à 80 mm mm
C
C énergie absorbée par l’acier de la conduite lors de l’essai de Charpy sur une éprouvette J
v
entaillée en V, mesurée dans la direction transversale
D diamètre externe de la conduite mm
E Module de Young MPa
P pression MPa
P pression au point de bulle à une température et une composition de flux de CO MPa
s 2
données
R rayon moyen de la conduite mm
t épaisseur de paroi de la conduite mm
t épaisseur de paroi minimale mm
min
t épaisseur de paroi minimale par rapport à la pression interne mm
minDP
t épaisseur de paroi minimale par rapport au choc hydraulique mm
minHS
t épaisseur de paroi minimale par rapport à la propagation de la fracture mm
minDF
T température °C
σ contrainte de fluage MPa
f
4.2 Termes abrégés
BTEX (benzène, toluène, terme générique désignant les hydrocarbures aromatiques fortement
éthylbenzène et xylène) volatils
BTCM (battelle two curve méthode à deux courbes de Battelle
method)
CSC Captage et Stockage du dioxyde de Carbone
CUC Captage et Utilisation du dioxyde de Carbone
DEG diéthylène glycol
RAH Récupération Assistée des Hydrocarbures
ILI (in-line inspection) inspection en ligne
IMP (integrity management plan) plan de gestion de l’intégrité
MAOP (maximum allowable pression de service maximale admissible
operating pressure)
MEG monoéthylène glycol
SSC (sulphide stress cracking) fissuration sous contrainte par les sulfures
TEG tri-éthylène glycol
NDMA N-nitrosodiméthylamine, également appelée diméthylnitrosamine
(DMN)
NMEA N-méthyléthanolamine
NDEA N-nitrosodiéthylamine
NDELA N-nitrosodiéthanolamine
NPIP N-nitrosopipéridine
NOMor N-nitrosomorpholine
PCDD dibenzodioxines polychlorées
PCDF furanes polychlorés
5 Propriétés du CO, des flux de CO et des mélanges de flux de CO ayant
2 2 2
une influence sur le transport par conduites
5.1 Généralités
Selon l’ISO 20765-2, les flux de CO2 et de CO2 pur ont des propriétés qui peuvent être très différentes de
celles des fluides d’hydrocarbures et peuvent influer sur toutes les étapes du cycle de vie des conduites.
Les comportements thermodynamique et chimique du CO2 pur ont été explorés dans la littérature
(voir, par exemple, la référence [50]). Dans l’enveloppe opérationnelle habituelle pour le CSC ou le CUC,
la température et la pression varient et sont spécifiques au projet. Le CO2 peut être en phase gazeuse ou
en phase dense. Lors du franchissement d’une limite de phase, les propriétés peuvent fortement varier et,
par conséquent, il convient d’éviter, si possible, les opérations normales proches des limites de phases.
S’il s’avère impossible d’éviter un écoulement polyphasique pour une raison quelconque, il convient d’y
accorder une attention particulière lors de la conception, de la mise en service, de l’exploitation et de la mise
hors service (voir les références [25] et [52]).
Les paragraphes 5.2 et 5.3 informent le concepteur et l’exploitant des conduites sur la façon de choisir les
paramètres corrects à appliquer pour éviter des conséquences négatives sur l’intégrité des conduites.
Des impuretés dans le flux de CO affectent l’enveloppe de phase et peuvent avoir des conséquences négatives
sur l’exploitation et l’intégrité des conduites. Dans le cadre du processus de conception, des limites doivent
être spécifiées pour les teneurs maximales en impuretés dans le flux de CO et un équipement de mesure
robuste doit être installé pour vérifier que la composition respecte cette spécification avant son entrée dans
la conduite. Pour plus d’informations, se reporter à l’Annexe A.
5.2 CO pur
5.2.1 Thermodynamique
Les propriétés thermodynamiques du CO , en particulier la pression de saturation, doivent être prises en
compte car elles ont un impact significatif sur la conception et l’exploitation de la conduite. Pour une conduite
en phase dense, la pression de saturation maximale résultant de la dilatation isentropique dans l’enveloppe
opérationnelle doit être utilisée comme paramètre principal dans la conception, afin d’éviter la propagation
des ruptures ductiles comme décrit en 8.1.6. Pour le transport gazeux, se reporter au 8.1.5.
Lors de l’évaluation de la conception et de la philosophie opérationnelle d’un système de transport de CO ,
il convient de tenir compte des imprécisions potentielles dans la prédiction de la pression de saturation et
les propriétés des fluides, et il est recommandé d’appliquer une marge d’erreur à la pression de saturation
maximale en tant que critère d
...
Questions, Comments and Discussion
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