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République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère De L’enseignement Sup

République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère De L’enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique Université MENTOURI Constantine Faculté Des Sciences De L'ingénieur Département De Génie Mécanique École Nationale Doctorale de la Mécanique de Construction MÉMOIRE Présenté pour obtenir le diplôme de Magister en Génie Mécanique OPTION: « Mécanique Appliquée en Engineering» Intitulé : ÉVALUATION DE L’ENDOMMAGEMENT DES TUBES DANS LEURS CONDITIONS D’EXPLOITATION Par Fateh AGGOUNE JURY: Président : Mr. B. NECIB Prof. Université Mentouri Constantine Rapporteur : Mme. Z. LABED M.C.Université Mentouri Constantine Examinateurs : Mr. A. BELLAOUAR Prof. Université Mentouri Constantine : Mr. M. BENIDIR M.C.Université Mentouri Constantine ……………2010 N°.d’ordre: .../…/2010 Série :…./GM/2010 Remerciement I Remerciements Le remerciement infini avant tous est à dieu le plus puissant qui m’a comblé des bienfaits de l’Islam et de la Science. J'exprime mes profonds remerciements à Madame LABED ZOHRA, Maître de conférences à l'Université de Constantine, encadreur de cette thèse, pour son aide précieuse, sa confiance, ses encouragements, sa patience et son soutien favorable pour l'aboutissement de ce travail. Je tiens aussi à adresser, mes vifs remerciements à Monsieur B.NECIB, Professeur à l'Université de Constantine, qui m'a fait l'honneur de présider le jury de soutenance de ce mémoire. Je désire aussi adresser mes remerciements les plus respectueux à Monsieur A.BELLAOUAR, Professeur à l'université de Constantine, qui m'a fait l'honneur de bien vouloir juger ce travail. Mes remerciements vont également à Monsieur A. BENIDIR, Maître de conférences à l'Université de Constantine, d’avoir accepté d'examiner ce mémoire et d'être membre de jury. Sans oublier de remercier vivement tous les enseignants de l’EDNMC qui ont contribué à la formation, et spécialement le Directeur de l’école Monsieur T.BOUKHAROUBA professeur à l’université des Sciences et de la Technologie « USTHB » de Bab EZZOUAR /Alger. Ma reconnaissance va à tous ceux qui m’ont aidé de prés ou de loin pour que cette œuvre soit achevée ; qu’ils trouvent ici l’expression de ma gratitude. Dédicace II Dédicaces A ma très chère patrie l’Algérie ; A Mes parents A ma famille A tous mes collègues de l’école nationale doctorale de la mécanique de construction ‘EDNMC’ A tous mes amis Et partout sur le territoire national pour leur encouragement, affection Et leur Soutien durant toute ma vie ; Je dédie cet humble travail à tous les étudiants algériens III Résumé La demande internationale de gaz augmente jour après jour. Alors, il est nécessaire d'augmenter le débit de ses approvisionnements tout en augmentant la pression de fonctionnement ou l'augmentation du réseau de pipelines. Ceci est considéré comme très coûteux en raison des projets énormes et des problèmes géopolitiques qui peuvent être rencontrés. Ainsi, l'augmentation de la résistance de la conduite devient une nécessité. Par conséquent, l'épaisseur du tube doit être augmentée et ses caractéristiques mécaniques et chimiques doivent être améliorées, en prenant en considération les différents problèmes auxquels font face ces tubes tels que la corrosion qui participe en grande partie à la diminution de la pression maximale, à laquelle peut résister le tuyau. Mots clés: Tubes en acier, Tubes corrodé, Corrosion, Pression interne, Eléments finis, Simulation numérique. IV Assessment of damage to the tubes in their operating conditions Abstract The international demand for gas is increasing day after day. In this respect, it is required to raise the flow of its supplies through the increase of the operating pressures or the increase of the pipeline network. This is considered as very expensive as a result of the enormous projects and the geopolitical problems that can be happened. So, the increase of the pipe resisting capacity becomes a necessity .Therefore ,the thickness of the pipe has to be increased and its mechanical and chemical characteristics have to be ameliorated , looking into consideration all the different problems facing these pipes such as corrosion which participates great degree in decreasing the maximal pressure , that can be resisted by the pipe . Keys words : Steel pipe, Cracked tubes, Corrosion, Internal pressure, Finite Elements, Numerical Simulation. V ﺗﻘﯿﯿﻢ اﻷﺿﺮار ﻟﻸﻧﺎﺑﯿﺐ ﻓﻲ ﻇﺮوف اﻟﺘﺸﻐﯿﻞ ّﺺ اﻟﻤﻠﺨ ﻧﻈﺮا ﻟﺘﺰاﯾﺪ اﻟﻄﻠﺐ اﻟﻌﺎﻟﻤﻲ ﻋﻠﻰ اﻟﻐﺎز ﯾﻮﻣﺎ ﺑﻌﺪ ﯾﻮم ﻓﺎن اﻟﺴﯿﺮ ﻓﻲ ھﺬا اﻻﺗﺠﺎه ﯾﺘﻄﻠﺐ ﺳﻮاء اﻟﺮﻓﻊ ﻣﻦ ﺗﺪﻓﻖ اﻹﻣﺪادات و اﻟﺬي ﯾﻨﻌﻜﺲ ﺑﺪوه ﻋﻠﻰ ﺿﻐﻮط اﻟﺘﺸﻐﯿﻞ ﻣﻤﺎ ﯾﺆدي إﻟﻰ اﻟﺮﻓﻊ ﻣﻨﮭﺎ أو اﻟﺰﯾﺎدة ﻓﻲ ﺷﺒﻜﺔ ﺧﻄﻮط اﻷﻧﺎﺑﯿﺐ واﻟﺪي ﯾﻌﺘﺒﺮ ﻣﻜﻠﻔﺎ ﻧﻈﺮا ﻟﻀﺨﺎﻣﺔ اﻟﻤﺸﺎرﯾﻊ واﻟﻤﺸﺎﻛﻞ اﻟﺠﯿﻮﺳﯿﺎﺳﯿﺔ اﻟﻤ ﻤﻜﻨﺔ . ﻟﺪا ﻓﺎن اﻟﺰﯾﺎدة ﻓﻲ ﻃﺎﻗﺔ ﺗﺤﻤﻞ اﻷﻧﺎﺑﯿﺐ ﻟﮭﺪه اﻟﻀﻐﻮط اﻟﻤﺮﺗﻔﻌﺔ أﺻﺒﺢ ﺿﺮورة ﻣﻠﺤﺔ . وھﺪا ﺑﺰﯾﺎدة ﻓﻲ ﺳﻤﻚ اﻷﻧﺒﻮب وﻛﺪا ﻗﻄﺮه واﻟﺘﺤﺴﯿﻦ ﻓﻲ اﻟﺨﻮاص اﻟﻤﯿﻜﺎﻧﯿﻜﯿﺔ واﻟﻜﯿﻤﯿﺎﺋﯿﺔ ﻣﻊ اﻷﺧﺬ ﺑﻌﯿﻦ اﻻﻋﺘﺒﺎر ﻣﺨﺘﻠﻒ اﻟﻤﺸﺎﻛﻞ اﻟﺘﻲ ﯾﻤﻜﻦ أن ﺗﺘﻌﺮض ﻟﮭﺎ اﻷﻧﺎﺑﯿﺐ ﻛﻤﺸﻜﻞ اﻟﺼﺪأ واﻟﺪي ﯾﺴﺎھ ﻢ ﺑﻨﺴﺒﺔ ﻛﺒﯿﺮة ﻓﻲ اﻷﻧﺒﻮب ﯾﺘﺤﻤﻠﮫ أن ﯾﻤﻜﻦ اﻟﺬي اﻟﺤﺪي اﻟﻀﻐﻂ ﻣﻦ اﻟﺘﻘﻠﯿﻞ . اﻟﻤﻔﺎﺗﯿﺢ . اﻟﺼﺪأ . اﻟﻤﺤﺎﻛﺎة اﻟﺮﻗﻤﯿﺔ . ﻗﻮاﻧﯿﻦ اﻟﺘﻘﯿﯿ ﻢ. اﻟﻌﻨﺎﺻ ﺮ اﻟ ﻤﻨﺘﮭﯿﺔ . Liste des figures VI LISTE DES FIGURES Figure I.1 pipelines…………………………………………………………………………...13 Figure I.2 : Eclatements avec rupture franche de la canalisation ……………………………14 Figure I.4 : L’angle d’introduction de la bande………………………………………………15 Figure I.3 : Technique de fabrication des tubes soudés en spirale …………………………..15 Figure I.4.a : Croquage………………………………………………………………………16 Figure I.4.b1 : Formage sous forme ''O''…………………………………………………….16 Figure I.4.b : Formage sous forme ''U''………………………………………………………16 Figure I .4.c : Soudage………………………………………………………………………..17 Figure I.4 .d : Expansion………………………………………………………………..……17 Figure I.4.2 : Fabrication de pipe sans soudure « Schéma du filage sur aiguille permettant d'obtenir un tube sans soudure »……………………………………………………………...18 Figure I.6 : Revêtements en résine époxy liquide pour les pipelines d'eau ……………….....19 Figure I.5.b : Revêtement extérieur…………………………………………………………..19 Figure I.5.a : Revêtement FBE………………………………………………………………..20 Figure II.1: Causes des ruptures de pipelines en cours d’exploitation (1985-1995). ………...23 Figure II.2 Causes des ruptures de pipelines en cours d’exploitation (1971-2006) ……….....24 Figure II.3 : Eprouvette d'essai de traction…………………………………………………...25 Figure II.4 Courbe contrainte déformation du matériau……………………………………...26 Figure II.5 Corrosion uniforme…………………………………………………………….....29 Figure II.6 Corrosion par piqûres………………………………………………………….....30 Figure II.7: Attaque localisée…………………………………………………………….....34 Figure II.8 : Fissuration par corrosion sous contrainte………………………………………35 Liste des figures VII Figure II.9 : Fatigue-corrosion ………………………………...……………….………….....35 Figure II.10 : Corrosion aux joints de grains………………………………………………....36 Figure II.11 Surface avant et après corrosion………………………………………………...36 Figure II.12 : Corrosion par piqures …………………………………….………………….36 Figure III.1 : Comportement d’un acier au carbone (vierge)…………………………………39 Figure III.2 Variation des contraintes en fonction du rayon r………………………………..41 Figure III.3 Distribution des contraintes radiale, circonférentielle et axiale en fonction de l’épaisseur ……………………………………………………………………………………45 Figure III.4 Le modèle coque cylindrique- maillage retenu pour le ¼ de coque…………..47 Figure III.5 : Conditions aux limites pour la pression intérieure…………………………….47 Figure III.6 Tube sous pression interne.(acier grade API 5L X65 ,Pi=1 MPa,Dext=762mm,t=17.5mm)………………………………………………………………..48 Figure III.7 Tube sous pression interne.(acier grade API 5L X65 , Pi=5 MPa,Dext=762mm,t=17.5mm)…………………………………………………………..48 Figure III.8 Tube sous pression interne.(acier grade API 5L X65 ,Pi=5 MPa,Dext=459.4mm,t=8mm)…………………………………………………………………49 Figure III.9 Tube sous pression interne.(acier grade API 5L X65 , Pi=1 MPa,Dext=459.4mm,t=8mm)……………………………………………………………49 Figure III.10 Tube sous pression interne (acier grade API 5L X65 ,Pi=1MPa,Dext=219mm,t=6mm)………………………………………………………..50 Figure III.11 Tube sous pression interne (acier grade API 5L X65 , Pi= 1MPa,Dext=219mm,t=6mm)………………………………………………………….......50 Figure III.12 : Chargement relative de diamètre ………………………………………..........54 Figure III.13 Représentation de la fissure sur un tube………………………………………..55 Liste des figures VIII Figure III.14 : Défaut de corrosion court projeté selon une forme parabolique……………...56 Figure III.15 : Défaut de corrosion long projeté selon une forme rectangulaire……….........56 Figure III.16 : Face longitudinale imaginaire d’un défaut de corrosion………………..........57 Figure III.17 : Surface corrodée parabolique assumée pour le défaut relativement court de corrosion (selon ASME B31G)………………………………………………………….…....58 Figure III.18 Secteur rectangulaire supposé corrodé pour un plus long défaut de corrosion (selon ASME B31G /34/)……………………………………………………………………..59 Figure III. 19 : Organigramme de calcul des différents codes………………………………..66 Figure III.20 : Influence de la profondeur du défaut sur la pression ultime d’un tuyau en acier grade X52 (Re=410MPa,Dext=762mm.4,t=17.5mm)…………………………………..……..69 Figure III.21: Influence de la profondeur du défaut sur la pression ultime d’un tuyau en acier grade X65 (Re=468MPa,Dext=762mm,t=17.5mm)…………………………………….……..69 Figure III.22 : Influence de la profondeur du défaut sur la pression ultime d’un tuyau en acier grade X80 (Re=595MPa, Dext=762mm.,t=17.5mm)………………………………………...70 Figure III.23: Influence de la profondeur du défaut sur la pression ultime d’un tuyau en acier grade X52 (Re=410MPa,Dext=459.4mm,t=8mm)……………………………………….........72 Figure III.24 : Influence de la profondeur du défaut sur la pression ultime d’un tuyau en acier grade X65 (Re=468MPa,Dext=459mm.4,t=8mm)……………………………………………72 Figure III..25 : Influence de la profondeur du défaut sur la pression ultime d’un tuyau en acier grade X80 (Re=595MPa, Dext=459.4mm.4,t=8mm)………………………………………...73 Figure III.26: Influence de la profondeur du défaut sur la pression ultime d’un tuyau en acier grade X52 (Re=410MPa,Dext=219.1mm.,t=6mm)…………………………………………..75 Figure III.27 : Influence de la profondeur du défaut sur la pression ultime d’un tuyau en acier grade X65 (Re=468MPa,Dext=219.1mm,t=6mm)…………………………………………….75 Figure III.28 : Influence de la profondeur du défaut sur la pression ultime d’un tuyau en acier grade X80 (Re=595MPa, Dext=219.1mm.4,t=6mm)………………………………………...76 Liste des figures IX Figure III.29 : Coque cylindrique avec défaut parabolique ………………………….……77 Figure III.30 : Coque cylindrique avec défaut rectangulaire ……………………………….77 Fig. III.31:Maillage d’un domaine cylindrique en éléments finis tétraédriques ……………..78 Figure III.32 Tube sous pression interne défaut parabolique Pi= 3MPa……………….......81 Figure. III.33 Tube sous pression interne défaut parabolique Pi= 12MPa………………….81 Figure III.34 Tube sous pression interne défaut parabolique Pi= 14.43MPa………….……82 Figure III.35 tube sous pression interne défaut rectangulaire Pi= 4 MPa…………………...83 Figure III.36 tube sous pression interne défaut rectangulaire Pi= 8MPa…………………..83 Liste des tableaux X LISTE DES TABLEAUX Tableau II.1 Composition chimique % (Tubes de conduite PSL1). ………………………....27 Tableau II.2 Composition uploads/Geographie/ evaluation-de-l-x27-endommagement-des-pipes-ds-lr-cdt-d-x27-exploitation.pdf