Cadre multi-échelle pour l’évaluation de la corrosion et de la fiabilité des pipelines inspectés

Multiscale framework for corrosion and reliability assessment of inspected pipelines

• Auteur / Autrice : Rafael Amaya-Gόmez
• Direction : Franck Schoefs, Emilio Bastidas-Arteaga, Felipe Muñoz Giraldo, Mauricio Sánchez-Silva
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Sciences de l'ingénieur
• Date : Soutenance le 15/07/2020
• Etablissement(s) : Nantes en cotutelle avec Universidad de los Andes (Bogotá)
• Ecole(s) doctorale(s) : Sciences de l'ingénierie et des systèmes (Nantes Université)
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Institut de Recherche en Génie Civil et Mécanique (Nantes)
• Jury : Président / Présidente : Alaa Chateauneuf
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Eleni Chatzi

Mots clés

Mots clés contrôlés

Matériaux -- Recherche

Corrosion

Pipelines

Mots clés libres

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Résumé

L’attaque par corrosion est l’une des principales menaces pour les pipelines terrestres, que ce soit à l’intérieur ou à l’extérieur des tuyeaux. Les défaillances par corrosion constituent environ 20 % des pertes de confinement (LOC, sigle en anglais) reportées dans des bases de données accidentelles telles que PHMSA et CONCAWE. a réduction de l’épaisseur de la paroi entraînerait un dépassement de la limite d’élasticité (déformation plastique) lorsque la contrainte du cerceau est supérieure à la limite d’élasticité du métal (Section 2.3.1). En outre, la perte de métal peut entraîner une rupture (ruine plastique) dans laquelle la paroi de la conduite se déplace vers l’extérieur et atteint un point d’instabilité en raison de la pression de fonctionnement. L’évolution de la dégradation par corrosion est généralement identifiée par les inspections internes (ILI). Ces inspections utilisent une jauge d’inspection de pipeline (PIG) avec un ensemble de capteurs magnétiques ou ultrasoniques. Leur objectif principal est de détecter et de mesurer la perte de métal aux parois intérieure et extérieure du tuyau. Ces mesures sont soumises à des incertitudes lors de la détection, du dimensionnement et de l’emplacement des défauts. Par exemple, les emplacements signalés sont décalés entre les inspections consécutives, ce qui empêche une correspondance facile de l’évolution de la corrosion. Sur la base de ce qui précède, ce travail a proposé un cadre qui étudie la variabilité spatiale des défauts de corrosion, traite de l’apparition de nouveaux défauts, et contribue à la fiabilité des outils, c’est-à-dire, associé à la possibilité d’apparition d’une LOC en raison d’un défaut de corrosion. Le cadre prévoit des informations supplémentaires sur le sol entourant le pipeline. Cette méthode a été appliquée à une étude de cas réelle d’un pipeline de 45 km de longueur.z

Corrosion attack is one of the main threats for onshore pipelines, either at the inner or the outer wall. Corrosion failures cover about 20% of the reported Loss of Containments (LOC) from accidental databases such as PHMSA and CONCAWE. The wall thickness reduction would produce a yield failure (plastic deformation) when the hoop stress is greater than the yield strength of the metal. Also, the metal loss can lead to a burst (plastic collapse) in which the pipe wall bulges outward and reaches a point of instability due to the operating pressure. The evolution of corrosion degradation is commonly identified with In-Line Inspections (ILI). These inspections use a Pipeline Inspection Gauge (PIG) with a set of magnetic or ultrasonic sensors to detect and measure the metal loss at the inner and the outer walls of the pipe. These measurements are subjected to uncertainties during the detection, measurement, and location. For instance, the reported locations are shifted between consecutive inspections, which prevents an easy matching of the corrosion evolution. This work proposed a framework that considers additional information about the soil surrounding the pipeline. The framework investigates the spatial variability of the corrosion defects, deals with the appearance of new defects, and contributes with tools from a reliability perspective. This work presents this framework and the results from a real case study of a 45 km long pipeline.