Propriétés mécaniques et ténacité des pipelines en acier revêtus

Concept général sur la mécanique de la rupture

        La mécanique de la rupture est l’étude du comportement mécanique sous sollicitations, des matériaux comportant des fissures ou des défauts. La rupture des pipelines de transport des hydrocarbures, comportant des défauts, est caractérisée par le fait que le paramètre contrôlant le champ des contraintes en tête du défaut (KI ou JI) atteint une valeur critique. Les défauts peuvent être des fissures, entailles, craquelures, cratères, piqures, enfoncement… En 1910, Hopkinson [64] a donné quelques observations générales sur le champ de contrainte en tête de fissure sans avoir calculé l’intensité de ces contraintes. En 1913, Inglis [43] a développé le champ de contraintes dans une plaque comportant un trou de forme elliptique. En 1921 Griffith [44] a commencé le développement de la mécanique de la rupture linéaire, avec des travaux sur la rupture du verre. Griffith considère que changement d’énergie de rupture d’un solide fissuré est associé à un accroissement de la fissure dont il a noté que pour une plaque d’un matériau élastique comportant une fissure et sollicitée en traction, l’énergie potentielle par unité d’épaisseur diminue et l’énergie de surface par unité d’épaisseur augmente pendant la croissance de la fissure, Westergaard [45]. En 1958, Irwin [46] a développé le champ de la mécanique de la rupture en se basant sur les travaux de, Hopkinson, Inglis et Grifith.

Mécanique linéaire de la rupture

       L’intégrité et le dimensionnement des structures à des contraintes appliquées inférieures à la limite d’élasticité du matériau via l’utilisation d’un coefficient de sécurité, ne reflète pas la réalité du phénomène étudié suite à la présence des défauts dans le matériau. L’approche basée sur la mécanique linéaire de la rupture prendre en considération l’existante des fissures dans le matériau ce qui permet d’étudier l’extension de ces fissures. La notion du facteur d’intensité de contraintes a été divulguée pour la première fois par IRWIN dont il a étudié la singularité du champ des contraintes en tête de la fissure par l’introduction de ce nouveau paramètre. Le facteur d’intensité de contrainte KI est considéré comme la force motrice d’une fissure présentée dans une structure, et sa valeur critique KIC ou sa ténacité, est une résistance d’extension de cette fissure, et elle est considérée comme une propriété intrinsèque du matériau qui assure son intégrité [40-42,46].

Application de l’analyse limite sur les tubes corrodés

        Les études de l’évolution du degré de nocivité d’un défaut pendant sa propagation dans les pipelines, sont basées sur des modèles empiriques qui sont bien adaptés en analyse limite [1,2] et en mécanique de la rupture [3]. Dans cette section nous présentons les principaux modèles d’analyse limite, développés pour traiter les problèmes des fissures et des défauts de corrosion dans les pipelines. L’objectif de l’analyse limite est de déterminer la charge ultime à appliquer sur la structure dans des conditions de services données. Dès le début des années 50, l’analyse limite se reposa sur un design basé sur le concept de la charge ultime. Dans les années 60, l’intégrité des pipelines comportant des défauts est devenue le 1er souci des transporteurs de gaz. C’est pendant les années 70, que des normes de calcul de la résistance des tubes ont été proposées suite à des essais très couteux en termes d’éclatement de tubes. Aujourd’hui ces normes sont devenues des outils de contrôle des pipelines corrodés et elles sont intégrées dans des codes de calcul basés sur la méthode des éléments finis permettant d’approfondir et exploiter d’une manière explicite cette nocivité [12-19]. En 2008, une étude a été faite, par « European gas pipeline incident group » [90], a montré que sur 1060 cas de rupture dans les pipelines acier en service pendant une trentaine d’années (de 1970 à 2001), les défauts de corrosion participent avec 15% dans le processus de rupture des pipelines. La maintenance des canalisations de transport de gaz et des huiles, afin de préserver la sécurité des gens et des équipements, est devenue le premier souci des transporteurs des hydrocarbures. En conséquence, des modèles empiriques caractérisant les défauts dans les tubes ont été développés sur la base d’observations du comportement de ces défauts à travers des années de service. Dans cette section, sont présentés les principaux modèles communément utilisés par les transporteurs des hydrocarbures pour estimer la durée de vie des pipelines sous corrosion localisée à savoir les modèles approuvés par la norme ASME (American society of mechanical engineering) comme ASME B31G et ASME B31G modifiée, et le modèle DNV F101. D’autres modèles ont été développées pour l’estimation des défauts de corrosion basée sur l’analyse limite entre autres, RSTRENG 0.85, Hopkings, Choi, Shell et PCORRC [12- 19,90] et la méthode SINTAP (European Structural Integrity Assessment Procedure) adoptée pour l’analyse des défauts sous forme de fissure et de corrosion localisée indépendamment des champs d’application [10,11,33-39,83].

Approche de la fiabilité pour l’évaluation de la durée de vie rémanente

      Dans cette section, le code PHIMECA est utilisé pour faire l’analyse de fiabilité. Ce logiciel offre plusieurs méthodes d’évaluation de la fiabilité comme celle de la simulation de Monte Carlo et les approches FORM/SORM (First/Second Order Reliability Methods) [1-6]. Le principe du logiciel est basé sur quatre étapes à savoir :
i) Description de du modèle géométrique du défaut
ii) Développement du modèle mécanique
iii) Intégration des incertitudes des paramètres du modèle mécanique à travers leurs densités de probabilité
iv) Développement de la fonction d’état limite qui définit le domaine de sureté du domaine de défaillance
v) Evaluation des résultats de fiabilité en se basant sur les simulations de Monté Carlo ou les approche FORM/SORM

Table des matières

Introduction générale
Chapitre 1 : Etude bibliographique 
Introduction
1.1 Corrosion dans les pipelines
1.2 Etat de l’art sur l’application de la mécanique de la rupture sur les tubes corrodés
1.2.1 Concept général sur la mécanique de la rupture
1.2.1.1 Facteur de concentration de contraintes
1.2.2 Mécanique linéaire de la rupture
1.2.2.1 Zone plastique en tête de fissure
1.2.2. Distribution des contraintes élastiques en fond d’entaille
1.2.3 Mécanique de la rupture non linéaire
1.2.4 Mécanique de la rupture d’entaille
1.2.4.1 Approche d’intensité du champ de contraintes
1.2.4.2 Méthode volumétrique
1.3 Principaux modèles d’analyse limite de la durée de vie restante des pipelines en acier
1.3.1 Application de l’analyse limite sur les tubes corrodés
1.3.2 Modèle d’Irwin
1.3.3 Le standard ASME B31G
1.3.5 DNV RP-F101
1.3.5. Méthode de CHOI
1.3.6 Procédure SINTAP pour défaut sous forme de fissure
1.3.6.1 Concept de la procédure SINTAP
1.3.6.2 Diagramme d’intégrité de rupture (FAD)
1.4 Etat de l’art sur l’application de l’approche mécano- fiabiliste sur les tubes corrodés
1.4.1 Fonction d’état limite
1.4.2 Indice de fiabilité
1.4.3 Calcul mécano-fiabiliste
1.4.3.1 Les méthodes niveau 2
1.4.3.2 Les méthodes niveau 3
1.4.4 Couplage mécano-fiabiliste
1.5 Conclusion
1.6 Références bibliographiques
Chapitre 2 : Etude Expérimentale 
2.1 Matériau de l’étude
2.2 Etapes de fabrication d’un tube
2.3 Composition chimique
2.4 Mesure de la dureté
2.5 Essai de traction
2.6 Essai de résilience
2.7 Conclusion
2.8 Références bibliographiques
Chapitre 3 : Corrélations des principaux modèles d’analyse de la fiabilité d’un pipeline 
3.1 Approche de la fiabilité pour l’évaluation de la durée de vie rémanente
3.2 Détermination des incertitudes
3.3 Fonction d’état limite pour l’analyse fiabiliste
3.4 Evaluation de la fiabilité par l’analyse limite
3.4.1 Analyse fiabiliste par les modèles d’IRWIN et SINTAP
3.4.1.1 Analyse fiabiliste pour Mk=1
3.4.1.2 Analyse fiabiliste pour Mk>1
3.4.2 Analyse fiabiliste par les modèles mécaniques ASME B31G
3.5 Corrélation entre l’indice de fiabilité β et les paramètres du défaut
3.6 Conclusion
3.7 Références bibliographiques
Chapitre 4 : Analyse de la fiabilité d’un pipeline sous défauts localisés par la méthode des éléments finis
4.1 Modélisation d’un défaut de corrosion localisée
4.1.1 Approximation de la fonction d’état limite
4.1.2 Modèle de déformation du matériau
4.1.3 Analyse par EF d’un pipeline sous défaut de corrosion localisée
4.1.3.1 Analyse du comportement élastique d’un tube avec un défaut localisé
4.1.3.2 Analyse du comportement élastoplastique
4.1.4 Facteur d’intensité de contraintes d’entaille
4.2 Modélisation 3D du tube comportant une fissure
4.3 Diagramme d’intégrité de rupture basé sur la courbe d’interpolation de SINTAP
4.3.1 Défaut sous forme d’une fissure
4.3.2 Défaut sous forme d’une entaille
4.4 Fiabilité d’un tube en acier API X70 comportant une fissure semi elliptique
4.4.1 La fonction d’état limite
4.5 Conclusion
4.6 Références bibliographiques
Chapitre 5 : Prédiction de la durée de vie d’un pipeline par l’approche mécano-fiabiliste 
5.1 Prédiction de la durée de vie d’un pipeline basée sur le standard B31G modifié
5.1.1 Modèles de prédiction de la durée de vie par le standard B31G modifié
5.1.2 Analyse mécano fiabiliste basée sur le standard B31G modifié
5.1.3 Analyse de sensibilité basée sur le standard B31G modifié
5.2 Prédiction de la durée de vie d’un pipeline basée sur le standard DNV F-101
5.2.1 Fonction d’état limite
5.2.2 Analyse mécano-fiabiliste basée sur le standard DNV-RP-F101
5.2.3 Analyse par surfaces de réponse sous le standard DNV-RP-F101
5.3 Conclusion
5.4 Références bibliographiques
Conclusion générale et perspectives
Production scientifique

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