27 e JOURNÉES D'ÉTUDE DES MATÉRIAUX EN RAFFINERIE TEXTES. DUNKERQUE 27 et 28 juin 2012

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1 VINGT SEPTIÈME JOURNÉES D'ÉTUDE DES MATÉRIAUX EN RAFFINERIE - Textes 27 e JOURNÉES D'ÉTUDE DES MATÉRIAUX EN RAFFINERIE TEXTES DUNKERQUE 27 et 28 juin 2012

2 UNION FRANÇAISE DES INDUSTRIES PÉTROLIÈRES 27 e JOURNÉES D'ÉTUDE DES MATÉRIAUX EN RAFFINERIE TEXTES DUNKERQUE 27 et 28 juin 2012

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4 27 es journées du Groupement Etude des Matériaux en Raffinerie 27 et 28 juin 2012 Dunkerque Compte rendu

5 Sommaire Ouverture...7 Bernard PETITPAIN... 7 Jean des DESERTS... 8 Corrosion par l hydrogène à haute température...9 Alerte API sur la courbe de Nelson acier carbone...9 Les attaques par l HTHA sur l acier carbone...9 Martin RICHEZ... 9 L alerte de l API...9 Courbes de résistance des matériaux à l attaque par l hydrogène à chaud...10 Les expériences d ExxonMobil Fissuration d acier carbone non traité thermiquement juste sous la courbe de Nelson...10 Sylvain AUTHIER Echanges avec la salle...11 Corrosion par HTHA d un échangeur en acier carbone Cas constatés par ConocoPhillips...14 Cas constaté par Valero...14 Les cas communiqués par Shell...14 Le cas de Tesoro Anacortes...14 Le cas rencontré chez Total...16 Conclusion Echanges avec la salle Exemples de fissuration par H 2 S humide rencontrés en raffinerie...20 Introduction Céline MAJOREL Deux exemples de dégradation par H 2 S humide Une dégradation due à un mécanisme de type SOHIC...20 La combinaison de mécanismes de type SSC et SOHIC...21 Echanges avec la salle Endommagement d un absorbeur de gas plant FCC par HIC/SOHIC...24 Caractéristiques de l unité endommagée Christophe BALATRE Description du mécanisme d endommagement Hypothèse de révélation du mécanisme Echanges avec la salle Corrosion d échangeurs en acier carbone sur un circuit d eau de refroidissement...29 Les circuits de refroidissement sur eaux de réfrigération François DUPOIRON Historique et évolutions des matériaux et traitements pour circuits d échangeurs semi ouverts Un exemple d avarie sur un faisceau en acier Caractéristiques des tubes endommagés...30 Les observations de l expertise...30 Conclusion de l expertise...31 Echanges avec la salle Méthodes d évaluation de vie résiduelle des ESP soumis à fluage...33 Charles Le NEVE Echanges avec la salle Causes profondes de l ouverture du 7 août 2009 de la canalisation SPSE

6 L éclatement du 7 août 2009 : une situation initiale complexe Patrick SUFFREN Les causes profondes de l éclatement Dommages constatés...36 Les conclusions des expertises...37 Echanges avec la salle Corrosion caverneuse par aération différentielle sur ligne multi produits...40 Présentation de Geosel Christian MAURIN L incident du 1 er mai Mesures prises suite à l incident Echanges avec la salle Qualité de fabrication des joints d étanchéité...43 Anomalies constatées sur les joints d étanchéité Jérôme FALLON La rédaction d une spécification relative aux joints d équipement Echanges avec la salle Flashs corrosion...48 Corrosion d un toit de bac de bitumes en acier Corten Jean Philippe WAHL Corrosion du piquage de tête d un régénérateur FCC Alexandrine JAILLET Fissuration de la calandre d un rebouilleur d un splitter d essence Olivier NAVONE Percement du fond d une colonne de fractionnement primaire de FCC Serge DUCREUX Fissuration d un piquage sur une ligne de vapeur Blistering sur une tuyauterie d hydrogène usine (treat gas) Oxydation à chaud petits piquages sur circuit reforming catalytique en 1,25 % Cr François CADORET Rupture des pales d un ventilateur d aéroréfrigérant gaz Pierre AUSSIBAL Corrosions par sulfure d ammonium sur unités d hydrotraitement...59 Prévention du mécanisme de dégradation Jean Luc THEMIOT Cas 1 : Corrosion d une ligne en aval d aéroréfrigérants Cas 2 : Corrosion de coudes d aéroréfrigérants sur hydrodésulfuration Conclusion Echanges avec la salle Défaillance de surchauffeur de vapeur d un four de distillation atmosphérique...63 Introduction Observations métallurgiques Examen du procédé Origine de la dégradation Conclusions Echanges avec la salle Point d étape sur les programmes de recherche canalisations...66 Introduction Didier CARON Feuille de route

7 Les participants Avancement des travaux Evaluation des outils d inspection et de leurs performances annoncées...67 Méthodologie d analyse des performances des pistons instrumentés...67 Thématique «Inspection des canalisations non inspectables par voie interne et surveillance des fuites accidentelles» Méthodologie de gestion de l intégrité des canalisations inspectées par mesures électriques de surface...68 Evaluation des performances des techniques d inspection par ondes guidées...68 Performances des techniques de détection de fuite et applications en zones sensibles...71 Thématique «Aptitude au service des canalisations de transport d hydrocarbures liquides présentant un effet de toit» Echanges avec la salle Contrôle non destructif épaisseur fond réservoir époxy...76 Arnaud LEMAIRE Bacs semi enterrés réseau ODC Francis MORIAU Méthodes actuelles de contrôle des fonds Développement du robot UT avec Alstom Inspection robotics Guide DT 91 de spécification technique de robinetterie moulée...81 Jean Christophe CINERELLI Objet et domaine d application Documents de référence Terminologie Exigences générales Matériaux concernés Exigences spécifiques pour la composition chimique Traitement thermique Contrôles non destructifs (CND) Elimination des défauts réparations par soudage Résilience Contrôle de la microstructure des aciers inoxydables Résistance et allongement Marquage Documentation Utilisation du guide Suites de la rédaction guide Echanges avec la salle Présentations par les administrations...86 Thomas BLATON Canalisations de transport Poursuite de la réforme des textes sur les canalisations de transport...86 Retour d expérience des années Point sur la réforme anti endommagement Le guichet unique...88 Calendrier...88 Equipements sous pression Pierre SAJOT Evolutions règlementaires aux niveaux européen et français...89 Le plan de modernisation...90 La révision de la circulaire n Utilisation technique phased array sur chaudière...92 Description et historique du site concerné

8 Franck CLEMENT Apparition et explication du phénomène Intervention Retour d expérience...93 Echanges avec la salle Retours d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures...95 Jean des DESERTS Indice de criticité Retour d expérience d un producteur d électricité Nouveaux guides (DT 95 fragilisation de revenu ; DT xx ESP soumis à la flamme)...97 DT 95 fragilisation de revenu Objectifs du guide...97 Domaine d application...97 Fragilisation de revenu Généralités...97 Dispositions constructives...98 Modes de dégradation potentiels...98 Retour d expérience...98 La substitution à l épreuve de requalification périodique...98 DT xx ESP soumis à l action de la flamme Domaine d application Historique Contenu du guide Les exigences Premiers retours d expérience sur le plan de modernisation et flashs corrosion Premiers retours d expérience du plan de modernisation Flash corrosion Corrosion d un appareil au niveau de son support Flash corrosion Corrosion d une canne d injection d eau de lavage sur unité HDS Description de l incident Explications du phénomène Conclusion Conclusion

9 mercredi 27 juin

10 Ouverture Bernard PETITPAIN Total Flandres Bienvenue aux 27 es journées du Groupement d étude des matériaux en raffinerie (GEMER). Je suis honoré d accueillir les spécialistes de la métallurgie et de l inspection de la profession. Axées sur les matériaux utilisés en raffinerie, les journées GEMER s intéressent également à la pétrochimie, un secteur qui se rapproche du raffinage au sein de plusieurs groupes, et aujourd hui également chez Total. Dunkerque a accueilli les journées GEMER pour la première fois en 1958 à l invitation de la société BP, lors de la deuxième édition de l événement. Depuis l automne 2009, Total a cessé ses opérations de raffinage à Dunkerque. La raffinerie est en cours de transformation, pour devenir un lieu de stockage stratégique au nord de l Europe. Les transformations impliquent le déploiement d importants travaux de métallurgie, de soudures, de contrôles, etc. Nous aurons l occasion de vous présenter un retour d expérience en la matière au cours de ces journées. 350 personnes travaillent sur le site (250 personnels de Total et une centaine de personnels sous traitants). Le Groupe s est engagé auprès de la Communauté urbaine de Dunkerque, du Grand port maritime de Dunkerque et de l Etat à agir pour recréer sur le site un nombre d emploi équivalent à celui précédant l arrêt des opérations de raffinage (environ 600 emplois). Nous espérons annoncer prochainement l implantation d industries métallurgiques au sud de notre parc d activités. En outre, une centaine de personnes y travaillent pour un centre de compétences techniques et un centre de formation y emploie une vingtaine de spécialistes. Par exemple, M. Liebermann, spécialiste du génie chimique, y travaille en ce moment. Ce centre de formation est une référence pour la branche Raffinage Chimie (RC) et développe des contacts avec la branche de l exploration production. Enfin, le site accueille les spécialistes du centre d Assistance technique Côte d Opale (ATCO), qui vérifient l application des référentiels techniques et conseillent les mises en œuvre en matière de fiabilité et d efficacité process, de travaux et d inspection. Cette équipe d une douzaine de personnes dirigée par Franck Clément est appelée à grandir dans le futur. La transformation de l établissement des Flandres est une période douloureuse pour le territoire et le personnel, mais nous tentons d y développer de nouvelles activités. Aujourd hui les industries pétrolières sont confrontées à un double défi. Il faut satisfaire sans défaillance les attentes sociétales vis à vis de la sécurité industrielle et de la protection de l environnement, en prévenant les pertes de confinement. Il faut ensuite résister à la compétition intercontinentale. Pour cela, il faut améliorer la disponibilité des outils de production. La maîtrise des coûts nécessaires à cette fin est une clé fondamentale de la réussite de nos industries. Tel est l enjeu des journées GEMER. Les métiers de la métallurgie et de l inspection sont au cœur du sujet, comme le démontrent par exemple l explosion de la Mède dans les années 1990 dans laquelle les phénomènes de corrosion ont joué un rôle, ou encore la pollution de la Loire à Donges. La performance industrielle et la maîtrise des coûts impliquent le déploiement d innovations, de retours d expérience et d une veille technologique. C est pourquoi les industriels français du raffinage ne sont pas en concurrence en matière de sécurité et de technique, compte tenu de l importance des enjeux et des risques, et font primer la solidarité en la matière, pour la défense de nos industries. Je considère que les journées GEMER sont capitales pour leur devenir. Je suis convaincu que cette 27 e édition sera passionnante, et vous apportera beaucoup, tant par son contenu technique que par les échanges et les liens que les participants y tisseront. Le retour d expérience, le partage de bonnes pratiques et la possibilité d y développer des arguments en bonne intelligence avec 7

11 l Administration pour la compétitivité de nos industries en France permettront à chacun d en sortir enrichis. Je vous souhaite d excellentes journées GEMER et vous remercie pour votre implication pour la profession et l industrie pétrolière en France. Jean des DESERTS Coordonnateur sécurité risques industriels Union française des industries pétrolières (UFIP) Ces journées GEMER sont co organisées par une équipe constituée notamment de l IFP Energies nouvelles (IFPEN) et de l UFIP. Je remercie Bernard Petitpain de nous accueillir à Dunkerque. 8

12 Corrosion par l hydrogène à haute température Alerte API sur la courbe de Nelson acier carbone Les attaques par l HTHA sur l acier carbone Martin RICHEZ Total RC L American Petroleum Institute (API) a émis une alerte suite à des Attaques par l hydrogène à haute température (High Temperature Hydrogen Attack HTHA) d équipements en acier carbone. L HTHA est un sujet récurrent dans l industrie du raffinage. Ces dernières années, les principales discussions ont porté sur l acier à 0,5 % Mo et, récemment, des problèmes observés par ExxonMobil sont apparus sur de l acier carbone non traité thermiquement. L un des derniers incidents majeurs de l industrie du raffinage, celui de Tesoro, est lié au problème de corrosion par HTHA et a causé le décès de sept personnes. Il existe deux types d HTHA : la décarburation de surface la décarburation interne. La décarburation de surface est due à la migration du carbone vers la surface. Ce phénomène se rencontre à haute température et à une faible pression partielle d hydrogène. Il se traduit par une réduction de la résistance mécanique et par un accroissement de la ductilité du matériau. Ce phénomène se déroulant en surface, ses conséquences sur la résistance mécanique des équipements sont relativement secondaires. En revanche, la décarburation interne est due à la pénétration d hydrogène dans le métal. Par réaction avec le carbone, l hydrogène forme du méthane. Cette molécule, plus grosse, reste piégée dans le métal et s accumule aux joints de grains, plaçant ainsi le matériau sous contrainte. Ces contraintes se traduisent par la formation de micro vides et de microfissures et, en parallèle, par une baisse des caractéristiques mécaniques du matériau. Physiquement, ces attaques se traduisent par l apparition de dégradations sur les équipements en acier (aspect décarburé, microfissures). Total a rencontré plusieurs cas, par exemple en 2004 sur un réacteur d hydro finissage de paraffine (en acier à 0,5 % Mo) et en 2005 sur les échangeurs d une unité de reforming sur laquelle sont apparus des blisters et des fissures. L alerte de l API ExxonMobil a lancé des premières alarmes sur des cas d HTHA rencontrés sur l acier carbone vers L API a rédigé un premier projet d alerte au printemps 2011, avant d en publier une version finale suite à l accident de Tesoro. L alerte rapporte des cas d HTHA d équipements en acier carbone soudé et non détensionné. Elle fait référence à la publication d ExxonMobil sur le sujet. L API souhaite rassembler toutes les informations disponibles sur ces cas d attaques pour pouvoir modifier les courbes de résistance de l acier carbone. Dans l immédiat, l API a décidé d informer les raffineurs et les industriels, afin qu ils tiennent compte de ce problème dans leurs plans d inspection et dans le management de leurs équipements. Cette alerte ne concerne que les équipements non traités thermiquement. Enfin, l API demande aux raffineurs de lui rapporter tout cas éventuel, afin 9

13 de documenter le dossier et d instruire ultérieurement la modification des courbes de Nelson. Courbes de résistance des matériaux à l attaque par l hydrogène à chaud L API Recommended Practice 941 (API RP 941) rassemble les courbes de résistance des matériaux à l HTHA. Ce document en est aujourd hui à sa 7e édition. La première d entre elle date de 1970 et se base sur les travaux de G. Nelson qui a établi des premières courbes de résistance dès En 1977, la courbe relative à l acier à 0,5 % Mo a été fortement abaissée, puis retirée en 1990, compte tenu d incertitudes relatives à la tenue du matériau. Pour les raffineurs, cette décision a eu des répercussions importantes sur la gestion des équipements, car beaucoup de ceux conçus avant 1990 ont employé de l acier à 0,5 % Mo, du fait de son apparente résistance à l HTHA, de sa facilité de mise en œuvre et de son coût. A présent, la courbe de l acier carbone commence à être remise en cause. Cependant, dès 1965, des courbes de résistance de l acier carbone présentaient deux valeurs, l une pour l acier carbone soudé et l autre pour l acier carbone non soudé. Ces valeurs ont ensuite été reprises dans la première édition des courbes de l API. Puis, seule la courbe de l acier carbone d équipements non détensionnés, plus conservatrice, a été conservée. L on pouvait donc penser que les courbes actuelles intégraient les phénomènes d HTHA constatés sur l acier carbone non détensionné. En effet, les courbes, construites par représentation en abscisse de la pression partielle d hydrogène et en ordonnée de la température, permettent de déterminer un seuil sous lequel la combinaison des deux conditions présente un risque nul d HTHA (plus la pression partielle d hydrogène et la température sont élevées, plus il existe un risque d HTHA). Ainsi, lors de la conception d un équipement, l on veille à ce que ses données de fonctionnement soient bien situées en dessous de ce seuil. Les expériences d ExxonMobil Fissuration d acier carbone non traité thermiquement juste sous la courbe de Nelson Sylvain AUTHIER ExxonMobil En 2010, ExxonMobil a présenté à l American Society of Mechanical Engineers (ASME) ses expériences en matière d HTHA sur de l acier carbone non traité thermiquement. Le document a été repris en référence dans l alerte API. ExxonMobil a enregistré des défaillances entre le point d injection de l hydrogène et le premier effluent réacteur réfrigérant, sur une unité de désulfuration des essences en acier carbone non traité thermiquement. Sur les tuyauteries, les fissures sont visibles dans des zones de fortes contraintes résiduelles de soudage. Sur les appareils à pression, elles apparaissent en pied de cordon, où la structure est la plus grossière. Des examens micrographiques montrent que les fissures sont remplies de produits de corrosion (des sulfures de fer) et sont intergranulaires. A proximité de la surface, sur des fissures secondaires, l on observe que des fissures démarrent au sein de colonie de perlite et que la cémentite est attaquée : du carbure de fer a été consommé pour créer du méthane. Le processus de fissuration se déroule en deux étapes. La première, l étape d initiation, est liée à l effet combiné des contraintes résiduelles de soudage et des contraintes de pression interne, générées par la production de méthane. Ces dernières sont extrêmement élevées sur un appareil non détentionné. Les fortes pressions théoriques calculées ne sont d ailleurs probablement jamais atteintes car les ruptures surviennent à une pression inférieure. En revanche, lorsque l on s éloigne de la surface, le produit de corrosion est moins présent, voire disparaît. 10

14 Les fissures de la première étape se rapprochent du micro fluage d une HTHA conventionnelle, qui permet de calculer une durée de vie résiduelle de l équipement. Or, les fissures observées à l étape 1 ne présentent pas de bulles de méthane : il n y a donc pas, dans ce cas, de fluage dépendant du temps. Par ailleurs, l historique du fonctionnement de l appareil sur lequel les fissures ont été constatées a été étudié. Il s est rapproché de la courbe de Nelson, voire l a parfois légèrement dépassé. Cependant, la durée de vie consommée en micro fluage n est pas suffisante pour atteindre une probabilité de défaillance élevée. Dans son alerte, suivant les recommandations d ExxonMobil, l API préconise donc d inspecter les équipements dont les conditions de fonctionnement se situent à 3 bars et 28 C sous la courbe de Nelson. D autres niveaux d inspection ont été définis en fonction du risque lié à la position occupée par l équipement sur la courbe de Nelson : le niveau haut d inspection correspond à un contrôle Ultrasons (US) des défauts automatisés avec un contrôle par Time Of Flight Diffraction (TOFD) de toutes les soudures (c est à dire un contrôle par ultrason, avec encodage et automatisé) le niveau moyen d inspection correspond à un contrôle US automatisé par TOFD d une partie significative des soudures le niveau standard d inspection correspond à un contrôle US manuel ou par radiographie des équipements. En conclusion, des fissurations ont été observées sur des tuyauteries et des appareils en acier carbone non traités thermiquement et opérant juste en dessous de la courbe de Nelson. Les expertises menées en laboratoire montrent que la fissuration s opère en deux étapes, la première étant liée à l effet combiné des contraintes résiduelles de soudage et de la pression de méthane, et la deuxième correspondant à un effet de fendage. Les fissures se remplissent de sulfure de fer puis, lors du refroidissement du matériau, l acier se rétreint davantage que le sulfure de fer. Les fissures progressent alors rapidement. Les conclusions d ExxonMobil, reprise par l alerte API, recommande également d effectuer des inspections des équipements à 3 bars et 28 C sous la courbe de Nelson, selon des méthodes et sur une étendue précises. Echanges avec la salle Martin RICHEZ Selon les explications d ExxonMobil, la fissuration a lieu en deux étapes? Sylvain AUTHIER En effet, les fissures présentent des caractéristiques différentes à proximité de la surface interne et en fond de fissure, près de la surface externe. Martin RICHEZ Le phénomène se produit également pour les process ne faisant pas intervenir le soufre. Dans ce cas, il se propagera simplement moins rapidement? Sylvain AUTHIER Deux facteurs favorisent la fissuration : plus la limite élastique de l acier est élevée, plus la contrainte résiduelle de soudage le sera également plus l équipement présentera de gros grains, plus la fissuration sera rapide. Pour le moment, le phénomène n est constaté que sur les opérations soufrées. Les opérations non soufrées sont actuellement à l étude. 11

15 Martin RICHEZ La présence de soufre est avérée dans tous les cas dont j ai eu connaissance. Le phénomène démarre dans l environnement des soudures. Concerne t il uniquement les soudures longitudinales de l appareil ou les soudures circulaires peuvent elles aussi être touchées? Sylvain AUTHIER Le phénomène a deux moteurs : la contrainte résiduelle de soudage et la pression liée à la formation de méthane. Autrefois, les courbes de Nelson tenaient compte de la présence de soudures longitudinales, mais cette distinction n est plus justifiée. Sylvain AUTHIER En effet, le deuxième moteur est suffisant pour déclencher un phénomène. La formation de méthane est indépendante de la condition de soudage. N est elle pas suffisante pour générer la fissuration? En outre, l on ignore laquelle de la première ou de la deuxième fissuration survient avant l autre. Sylvain AUTHIER Non, la première fissuration est bien la première étape. Martin RICHEZ Deux effets interviennent : les contraintes mentionnées par Sylvain Authier, et la stabilité des carbures. Cette dernière est favorisée par le traitement thermique. Dans les cas connus, la soudure joue un rôle. En règle générale, les soudures sont analysées les premières. Martin RICHEZ Les soudures sont plus sensibles au phénomène. Pour le moment, il ne s est pas manifesté en dehors des soudures. Les recherches d HTHA sur le matériau de base n ont pour l instant pas été concluantes. Quels critères permettent de déterminer la possibilité de maintenir en service un équipement présentant des fissures? Sylvain AUTHIER De tels équipements ne sont pas maintenus en service. Martin RICHEZ Il a été généralement constaté que ces équipements ne pouvaient pas être réparés. Dans un seul cas, un réacteur d Hydrodésulfuration (HDS), l appareil a été maintenu en service en attendant la livraison d un matériel de remplacement. Pour cela, ses conditions de fonctionnement ont été modifiées par la pose d un réfractaire interne dans la partie basse du réacteur, le transformant ainsi en équipement à parois froides. 12

16 Sylvain AUTHIER Il faut arrêter les équipements dès l apparition de fissures. Martin RICHEZ Généralement, les équipements sont trop attaqués pour être maintenus en service. Sylvain AUTHIER Ces phénomènes touchent l acier carbone non traité thermiquement, ainsi que l acier à 0,5 % Mo non traité thermiquement. Un HTHA classique est gérable car l on peut calculer la durée de vie résiduelle de l équipement, mais le cas présent est plus complexe. Martin RICHEZ Dans les cas connus, une fois les macrofissures éliminées, les équipements révèlent encore des microfissures. Il n est pas raisonnable de les maintenir en service. A ce jour, l on a préféré le remplacement préventif d équipement en acier à 0,5 %Mo au maintien en service des équipements fissurés. Martin RICHEZ Certains équipements en acier à 0,5 % Mo sont plus résistants. Lorsqu il s agit de gros équipements, généralement, les raffineurs réfléchissent avant de procéder à leur remplacement. Sous réserve que les appareils puissent être contrôlés (je pense notamment au piping pour lequel le contrôle est très difficile), la question du non remplacement peut être posée. Les appareils de taille modeste, quant à eux, sont plus facilement changés. A Fos, certains réacteurs auront bientôt 40 ans. Martin RICHEZ S il s agit d appareils à parois froides, les risques sont moindres, voire nuls. Des fissures ont elles été observées dans des pièces formées et non dans des soudures? Sylvain AUTHIER Des fissures sont constatées dans les Zones affectées thermiquement (ZAT) d équipement en acier carbone non traité thermiquement. Martin RICHEZ Ma présentation vous apportera une réponse car j y recense tous les cas que j ai pu rencontrer. Il s avère que ces cas portent tous sur des soudures. Corrosion par HTHA d un échangeur en acier carbone Martin RICHEZ J ai rassemblé l ensemble des cas recensés de corrosion par HTHA d équipement en acier carbone. Voici, ci après, la présentation de quatre d entre eux. 13

17 Cas constatés par ConocoPhillips ConocoPhillips a rapporté deux cas d HTHA sur des équipements d Hydrotraitement (HDT) en acier carbone non traité thermiquement. Le premier cas se situe en amont du reforming et en aval de l injection d hydrogène. La défaillance est survenue au niveau d une bride, sur la soudure, et les fissures se sont développées à partir de la paroi interne. On a constaté des fissures intergranulaires sur la zone traitée thermiquement. Les conditions de fonctionnement de l équipement sont proches de la courbe de Nelson de l acier carbone. L unité avait 14 ans, et ConocoPhillips n a réalisé que les défaillances étaient dues à de l HTHA et non à de la fatigue qu après les publications d ExxonMobil. Le second cas concerne le fond d une colonne d HDT. Dans ce procédé, la colonne est à la fois réacteur et stripper. Les conditions de service sont de 343 C et 17,3 bars de pression partielle d hydrogène. Les défaillances ont été constatées après deux ans de fonctionnement : des fissures ont été retrouvées sur le piping, dont certaines allaient jusqu à 60 % de l épaisseur. Ce type d unité semble assez sensible au phénomène, probablement du fait des caractéristiques des matériaux. Cas constaté par Valero Valero a constaté quatre défaillances sur des HDT, en sortie du circuit de rebouillage de la colonne du stripping. La conception de celle ci est sans doute similaire à celle des unités de ConocoPhillips, sans doute conçues avec des marges faibles ou mal évaluées par rapport aux courbes de l API 941. L unité de Valero fonctionne à une température de 327 C pour une pression partielle de 4,8 à 5,5 bars. Toutes les défaillances ont été observées sur des jonctions bride/tube, toujours du côté des brides dans la structure à gros grains. Il ne faut cependant pas en déduire une généralité. Chaque point de défaillance était associé à des zones de turbulence, en amont ou en aval d un contrôleur de débit. Elles sont apparues après cinq ou six ans de service. On constate donc que les défaillances apparaissent sur des unités relativement récentes. Par ailleurs, la teneur en carbone de l acier était relativement faible ; celle ci n est donc pas nécessairement déterminante. Valero n a pas pu déterminer avec une absolue certitude que la dégradation résulte d une dégradation HTHA, mais cette explication reste la plus probable. Aucune décarburation n a pu être mise en évidence, mais les autres signes tendent à désigner l HTHA comme responsable. Les cas communiqués par Shell Shell a communiqué plusieurs cas d HTHA sur de l acier carbone, sur des unités d isomérisation. Il semble que l isomérisation ne fait normalement pas intervenir de sulfure, mais ce point doit être vérifié. L unité se situe en sortie du four d hydrogène de recycle et en sortie des ballons de garde contenant de l oxyde de zinc. Les conditions opératoires de l unité sont de 273 C et de 18,6 bars. Dans un second cas observé par Shell, elles sont de 282 C et de 15,7 bars. Les défaillances ont été observées après 13 années de services. Des fissures supplémentaires ont été découvertes par US. Dans ces cas précis, la décarburation a bien été observée et les fissures sont présentes dans la ZAT et dans la soudure. Une fissure a ainsi démarré en pied de cordon pour se propager dans la ZAT ; une autre est située dans la zone de liaison. Les fissures sont également intergranulaires. Le cas de Tesoro Anacortes Le cas de Tesoro Anacortes concerne une unité d HDT de naphta mise en service en Elle a la particularité de contenir deux trains d échanges parallèles, comportant chacun trois 14

18 échangeurs. Ces échangeurs s encrassaient rapidement et l un des trains était arrêté tous les six à 12 mois pour être nettoyé, l unité continuant de fonctionner sur le second train. Cette particularité explique l ampleur des conséquences de l accident survenu à Tesoro. Le 2 avril 2010, lors de la remise en service d un train, la calandre de l échangeur charge/effluent s ouvre et relâche de l hydrogène et du naphta, provoquant une explosion et un incendie qui ont entraîné le décès de sept employés présents sur les lieux. Suite à l accident, la raffinerie a été arrêtée pendant six mois. L échangeur fonctionnait à une température de calcul de 262 C et à une pression de calcul de 41,4 bars. La pression partielle d hydrogène était de 20 bars et la virole était en acier A 515 grade 70, pour 22 mm d épaisseur. La calandre de l échangeur était partiellement claddée en acier inoxydable 316. Comme dans tous les cas précédents, la virole n était pas traitée thermiquement. Lors de l accident, la tête de la calandre a été expulsée mais est restée en bon état, contrairement à l échangeur. En effet, le clad en 316 a fait barrage à l hydrogène. Les premiers examens de l échangeur ont révélé la présence de fissures dans la ZAT, se développant à partir de la paroi interne. L expertise a conclu à des dégradations avancées dues à l attaque par l hydrogène à chaud. En revanche, le métal de base et le métal déposé ne présentaient pas de dégradations, pas plus que la partie claddée en acier 316. Des dégradations similaires ont été observées sur le second train d échanges. Si le rapport officiel de l accident fournit peu d informations sur les conditions exactes de fonctionnement de l unité, le rapporteur a néanmoins expliqué oralement que l équipement opérait bien sous les courbes de l API 941. Les calculs des pressions partielles d hydrogène de cet équipement étaient, semble t il, imprécis. Martin RICHEZ Ces difficultés de calculs demeurent en effet l un des problèmes pour déterminer le point réel de fonctionnement des équipements. Sur ces unités anciennes, l instrumentation est limitée. Il existe un thermocouple en amont et en aval du train d échange mais pas de relevé intermédiaire. Les calculs se font généralement sur une moyenne d une journée, mais ne sont pas exempts d incertitudes. Dans le cas de Tesoro, les calculs sont en fait issus d une simulation process et aucune mesure n a été prise. Martin RICHEZ En effet. Plusieurs pétroliers installent aujourd hui des capteurs sur des équipements intermédiaires afin de mieux connaître la température exacte des équipements. En outre, l échangeur s encrassait rapidement. La pression partielle d hydrogène n était pas maîtrisée. Martin RICHEZ Il y a effectivement des incertitudes sur les conditions de fonctionnement de l échangeur de Tesoro. Cependant, il semble qu elles étaient bien en dessous de la courbe de Nelson. Lors de la conception de l unité, ses conditions de fonctionnement étaient sans doute sous la courbe, mais à force d encrassement, il est possible qu elles ne l étaient plus. 15

19 Martin RICHEZ Il est difficile de répondre à cette remarque. Quoi qu il en soit, Les trains d échanges ont aujourd hui été changés. Dans le cas de Tesoro, peut on soupçonner une défaillance du plan d inspection? Martin RICHEZ C est possible, mais lors de l établissement du plan d inspection, le risque HTHA n avait pas été identifié. Dès lors, aucune inspection ne cherchait ce type de dégradation. Les équipements étaient situés sous les courbes de Nelson et les retours d expérience n étaient pas encore ce qu ils sont aujourd hui. Il me semble que la raffinerie avait changé de propriétaires plusieurs fois et qu aucun n avait retenu l HTHA dans le plan d inspection. Martin RICHEZ C est exact. Avec toutes les informations dont nous disposons aujourd hui, il est difficile de dire qu une faute a été commise lors de l établissement du plan d inspection. Il est normal de se demander ce qui n a pas fonctionné. Martin RICHEZ Au moment de l accident, l on commençait seulement à parler du problème d HTHA sur de l acier carbone non traité thermiquement. Aucune alerte n avait été émise. Le cas rencontré chez Total Le cas rencontré à la raffinerie de Normandie de Total concerne une unité de désulfuration de gazole mise en service en L échangeur concerné, l E 451 C, appartient au train d échange charge/effluent, composé de six échangeurs. La charge passe du côté de la calandre et l effluent du côté des tubes. La température de calcul de l échangeur est de 260 C et sa température maximum de service est de 253 C. La pression de calcul est de 54,8 bars et la pression maximum de service est de 46,5 bars. La virole est en A 48 C1, le coefficient de soudure est de 0,8 et l équipement n a pas subi de traitement thermique. Le diamètre de la calandre est de 1216 mm et la virole a une épaisseur de 36 mm. Les matériaux utilisés en amont de l échangeur sont de l inox, pour la tuyauterie, et de l acier carbone pour la calandre de l échangeur précédent ; en aval, la tuyauterie est en acier inoxydable et l échangeur est en acier à 0.5 %Mo, claddé en acier inoxydable. L échangeur a été identifié comme étant un équipement à risque car opérant près de la courbe de l acier carbone. Le plan d inspection prévoyait d ailleurs des contrôles par magnétoscopie. Lors de l arrêt de 2008, des fissures ont été identifiées sur l équipement dans la zone de liaison de la soudure longitudinale, sur plus d un mètre de longueur et jusqu à 7 mm de profondeur. Des contrôles du métal de base menés par AUBT ne révèlent cependant pas d HTHA. L équipement a été réparé puis remis en service, un contrôle ultérieur étant prévu trois années plus tard. Ce dernier a révélé une nouvelle fissure de 700 mm de long, dont la profondeur atteignait par endroits 10 mm. L examen révèle que la fissure principale est fortement oxydée et chemine de façon intergranulaire. On observe de multiples ramifications autour de cette fissure, sans orientation préférentielle. L expertise a conclu à une dégradation liée à l HTHA. 16

20 L examen de l évolution des conditions opératoires dans le temps montre que la température de l équipement s est accrue de façon marginale, mais des incertitudes demeurent. La pression partielle d hydrogène a également augmenté, du fait de l installation de membranes de purification d hydrogène. Par conséquent, les conditions de service de l équipement se rapprochaient fortement de la courbe de Nelson. Suite au cas de la raffinerie de Normandie et aux autres cas recensés par ailleurs, Total a effectué les recommandations suivantes auprès de ses services d inspection : recenser tous les équipements en acier carbone non traité thermiquement se trouvant dans la zone à risque (entre la courbe de Nelson et une seconde courbe située 3 bars et 30 C sous la première) contrôler les soudures dès que possible par une magnétoscopie interne, sur 100 % des équipements, complétée par des contrôles US ; contrôler également les tuyauteries par US ou par radiographie, selon les possibilités d intervention pour les raffineries, élaborer un plan de remplacement des équipements, en donnant la priorité au piping. Conclusion Le phénomène d HTHA sur des équipements en acier carbone soudé et non détensionné n est pas devenu commun, mais ce n est pas un événement rare. De nombreuses sociétés ont rapporté des cas précis. Total en a connu un dans sa raffinerie de Normandie. Ces défaillances peuvent avoir des conséquences dramatiques, comme à Tesoro, car elles se produisent sur des circuits chauds et concernent des fluides hautement inflammables. Sans une inspection en temps utile, la raffinerie de Normandie aurait pu connaître un accident similaire à celui de Tesoro. Pour le moment, les explications du phénomène ne sont pas satisfaisantes. Ainsi, les unités concernées ne sont pas toutes anciennes. L une des explications possibles est que de plus en plus d unités fonctionnent selon des conditions de plus en plus proches de zones à risque. En effet, les designs étant aujourd hui plus précis, il est possible que les marges de conception soient réduites. Une autre explication peut être celle d un passage progressif vers des conditions de procédé plus sévères. Enfin, certaines défaillances peuvent aussi être dues à l absence de l identification du mode de dégradation, pour les cas les plus anciens. Il convient de prendre en compte ces retours d expérience dans l établissement des plans d inspection des installations. L API révisera probablement ses courbes, mais il lui faudra auparavant suffisamment de temps pour rassembler des cas documentés du phénomène. Elle a choisi d émettre une alerte car la révision des courbes devrait prendre plusieurs mois. La profession est invitée à transmettre à l API les cas qu elle pourrait éventuellement recenser. Echanges avec la salle L année dernière, nous avons été confrontés à ce problème sur une unité de fabrication d hydrogène datant de L unité répondait aux normes des courbes de l époque, mais non à celles des courbes actuelles. Plus précisément, la conception de l époque tenait compte de l existence d une courbe correspondant aux équipements ou tuyauteries comprenant des soudures longitudinales. Il faut surveiller les unités en acier carbone construites dans les années Si tous les raffineurs contrôlent l acier à 0,5 % Mo, peu songent à la double courbe de l acier carbone. La première révision de la courbe de Nelson ne donne d ailleurs pas d explications sur la disparition de la seconde courbe. 17

21 L hydrocraqueur a été stoppé en novembre 2011 et la ligne concernée a été retirée. Les contrôles menés sur le piping n ont pas montré d attaque. Martin RICHEZ La question du soudage est normalement prise en compte par les courbes actuelles. Lors de l arrêt de mai 2012, une deuxième tuyauterie a été retirée. Elle fonctionnait à 160 bars de pression partielle et 200 C, dans les limites de la courbe de Nelson. Malheureusement, nous ignorons si elle présentait des défauts. Elle se situait en aval d un point d injection d hydrogène, en aval de la charge, comme dans les cas répertoriés d HTHA. Dans les deux cas, la tuyauterie a t elle été retirée de manière préventive? Dans le premier cas, la direction a décidé de réaliser un arrêt quatre mois avant l arrêt d entretien prévu, pour changer une tuyauterie préventivement. Par ailleurs, il arrive qu un équipement d HDT ait pour condition de démarrage un drainage de l unité à l hydrogène pur pendant plusieurs heures, voire plusieurs jours. Cela peut influencer la tenue de vieilles unités, surtout lorsqu elles fonctionnent dans la limite de la zone à risque de la courbe de Nelson. Il faudrait tenir compte des phases phénomène. d arrêts et de redémarrage dans les analyses du Il me semble que les calculs de durée de vie des équipements en tiennent compte. Il arrive que les phases de drainage à l hydrogène soient oubliées dans ces calculs. Sur un seul arrêt ce n est pas trop grave, mais sur toute une durée de vie, cela peut être important. Existe t il aujourd hui un accord pour calculer la pression partielle? Martin RICHEZ Cet accord n existe pas encore mais il est prévu que l API se penche sur ce sujet et émette des recommandations. Plusieurs aspects font l objet de discussions : le calcul théorique d une part, et le degré d incertitude d autre part. Les courbes API sont expérimentales. L on peut penser qu elles ont été établies sur la base de températures de procédé, qui ne correspondent pas nécessairement à la température mesurée par un thermocouple sur le métal lui même. Martin RICHEZ C est la raison pour laquelle il est nécessaire de rassembler des données. Par la suite, l on peut imaginer que l API effectuera des recommandations sur les méthodes de calcul, de 18

22 manière à ce que chaque raffineur puisse communiquer des chiffres recueillis selon une même base. Sylvain AUTHIER Dans sa publication, ExxonMobil explique que ses calculs sont basés sur une moyenne glissante sur un mois. Martin RICHEZ Aujourd hui, l idée dominante est de partir d une moyenne journalière des données. En 2008, nous avons réparé une fissure qui a tenu trois ans. D autres sociétés ont elles des retours d expériences à partager en matière d équipements réparés? Faut il réparer les fissures ou remplacer l équipement? Martin RICHEZ Il y a peu d expérience en la matière. Chez Total, en dehors du cas exposé précédemment, nous n avons pas réparé. En outre, les équipements concernés étaient fortement dégradés. Notre expérience en la matière est donc peu encourageante. Lors de la constatation de la fissure en question, le dommage n avait pas été identifié. Martin RICHEZ La question se pose moins sur les unités récentes traitées thermiquement. Le recensement a été lancé récemment donc nous n avons pas de chiffres pour l instant. 19

23 Exemples de fissuration par H 2 S humide rencontrés en raffinerie Introduction Céline MAJOREL Total RC Les dégradations par sulfure d hydrogène (H 2 S) humide surviennent à des températures inférieures à 150 C, par diffusion de l hydrogène dans le matériau. Leur sévérité est différente dans le milieu du raffinage où l on utilise de l ammoniac et dans le milieu de l Extraction et production (EP), riche en CO 2. Le phénomène est mieux documenté en EP. Quatre modes principaux de dégradation sont recensés : le blistering (formation de cloques) par perméation d hydrogène dans les discontinuités du matériau en surface l Hydrogen Induced Cracking (HIC) ou le Step Wise Cracking, par formation de blisters à miépaisseur du matériau, souvent reliés entre eux par des fissures en escalier. Le HIC dépend de la propreté inclusionnaire du matériau : plus il comporte d impuretés, plus le HIC peut se développer le Sulfide Stress Cracking (SSC), par fissuration perpendiculaire à la surface du matériau, du fait de la présence d une contrainte le Stress Oriented Hydrogen Induced Cracking (SOHIC), par combinaison du HIC et du SSC. Il apparaît souvent près de la ZAT d une soudure. Deux exemples de dégradation par H 2 S humide Une dégradation due à un mécanisme de type SOHIC Une fissuration est apparue dans une section de régénération de l amine d une unité d HDS. L amine permet le lavage du gaz de cette unité, fortement chargé en H 2 S. Le gaz en sortie d unité est acide et contient de l H 2 S, de l eau et de l ammoniac. La température de service est de 38 C pour une pression d environ 9 bars, conditions typiques d une dégradation à l H 2 S humide. La fissure est présente sur toute la circonférence d une soudure reliant deux matériaux en acier carbone, respectivement de 3 et 5 mm. Elle part du métal de base et se rapproche de la ZAT. Différentes analyses chimiques et métallographiques ont été réalisées afin de comprendre le mécanisme de dégradation. Les analyses chimiques ont vérifié la conformité de l équipement aux spécifications HIC d un acier carbone. Total se base pour cela sur les spécifications NACE (National Association of Corrosion Engineers). Pour le cas présent, il s agit des spécifications pour un service H 2 S humide sévère sur une tubulure. Or, les analyses révèlent des valeurs conformes. Les dépôts ont également été analysés. Ils sont constitués majoritairement de sulfure de fer et d oxyde de fer, ainsi que moins de 1% de chlore. Les analyses métallographiques et microscopiques, pour leur part, se sont concentrées sur le métal fondu, la ZAT, et le cœur des métaux de base. Les résultats des analyses sont conformes aux valeurs maximales admises par l API et NACE. Le métal ne paraît pas présenter de zones de contrainte particulières. De la même façon, les analyses de micro dureté sont bonnes. 20

24 L expertise s est également concentrée sur les soudures. Elle relève un léger défaut au niveau du métal fondu, laissant supposer la présence d une contrainte, mais à un niveau négligeable. En outre, les microstructures des métaux de base sont également saines et présentent une structure classique pour de l acier carbone. Aucune anomalie particulière n a été relevée sur la microstructure de la ZAT et celle du métal fondu est globalement en bon état. Compte tenu de ses résultats, l expertise s est penchée sur le profil de la dégradation, afin d en déterminer l origine. La fissure s est concentrée dans le métal de base, à proximité de la ZAT et présente une morphologie en échelle de perroquet, caractéristique d une dégradation de type SOHIC. Le mécanisme de la dégradation a pu être décomposé : suite à un chargement en hydrogène, un blister s est formé puis une fissure secondaire l a relié à d autres blisters via une fissure externe (ce qui suppose la présence d une contrainte). Des contraintes se sont développées aux abords des blisters, ce qui a ensuite conduit à une propagation par clivage des fissures, jusqu à la rupture finale. A ce stade de l expertise, le mécanisme n est pas encore bien compris. Une observation au microscope révèle alors la présence de nombreuses inclusions à côté de la dégradation, ainsi qu un très mauvais état inclusionnaire du matériau. L expertise a donc conclu à un mécanisme de type SOHIC généré par un mauvais état inclusionnaire du matériau. Quant à la contrainte dont la présence est supposée, plusieurs hypothèses sont envisagées : il peut s agir d un manque de pénétration au niveau de la soudure, d un point présent à la base de la soudure mais que l expertise n a pas identifié, ou d une contrainte de cisaillement au niveau du flux souvent rencontrée dans le cas de SOHIC puisque la fissure a été observée après un coude dans la tuyauterie. Suite à cette dégradation, il a été recommandé à la raffinerie de remplacer l équipement concerné et de réaliser un suivi systématique des joints soudés de la ligne, grâce à un plan de contrôle. La combinaison de mécanismes de type SSC et SOHIC Le deuxième cas de dégradation s est présenté sur la même ligne suite à un contrôle, du côté de l unité de récupération de soufre. Les composants du flux sont également l H 2 S, l eau et l ammoniac, pour une température de service de 25 C. Le matériau est de l acier carbone TU 250 B, mais les analyses chimiques révèlent des taux de composants proches des spécifications pour un acier HIC. Les mesures de micro dureté donnent également de bons résultats. L expertise s est intéressée à la morphologie de la fissure. Une fissure principale s accompagne de fissures secondaires d aspect différent. La première se propage le long de la ZAT et les secondes dans le métal de base en bordure de ZAT. La fissure principale est transgranulaire non ramifiée, caractéristique d une corrosion sous contrainte, et probablement due à un mécanisme de type SSC. Les fissures secondaires présentent quant à elles des fissurations en échelle de perroquet avec la présence de blisters. Un mauvais état inclusionnaire a également été observé, les blisters étant alignés sur les inclusions. L on peut donc supposer que l état inclusionnaire du matériau est l une des causes principales du mécanisme. Cette deuxième expertise a donc révélé que le mécanisme SSC identifié en premier lieu se couplait avec un mécanisme de type SOHIC, similaire au mécanisme identifié lors de la première expertise. La contrainte ayant occasionné le SSC est difficile à identifier. Il peut s agir d une contrainte résiduelle, d un point dur passé inaperçu à l expertise, de fortes contraintes présentes sur la ligne, d un défaut de surface interne ou de contraintes de cisaillement. Une étude plus poussée serait nécessaire pour le déterminer. Il a été recommandé à la raffinerie de poursuivre le suivi, de réaliser un traitement thermique pour s affranchir des contraintes, et d utiliser des métaux de base de meilleure qualité. 21

25 Echanges avec la salle La première fissuration survient sur une soudure mono passe. Qu en est il pour la deuxième fissuration? Céline MAJOREL La soudure de la deuxième fissuration était multi passe. Comment mener des traitements thermiques sur des aciers si minces? Faudra t il demander à connaître dès la commande l état inclusionnaire de l acier des pièces utilisées dans les services sensibles à l H 2 S humide? Martin RICHEZ Pour les services H 2 S humide sévères, le piping est soumis à des limites de composition chimique précise et les soudures sont traitées thermiquement. Le contrôle de l état inclusionnaire est impossible à réaliser. Dans le deuxième exemple, il semble que l analyse soit étonnamment à 58 millièmes de soufre. Céline MAJOREL Il s agit de la norme et non de l analyse. La norme est à 0.58 car il s agit de la norme AFNOR TUE250B et non d une spécification HIC. Cependant, les taux de soufre supérieurs à 10 millièmes sont problématiques. Dans le premier exemple, la fissure apparaît elle du côté du tube ou de la soudure? Céline MAJOREL Elle apparaît du côté du tube. Les tôles avaient elles subi les essais HIC? Martin RICHEZ Non, l on ne demande des essais HIC que sur les tôles. Le terme HIC est un abus de langage : il n y a aucun essai sur les tubes. Le traitement thermique est possible sur des appareils mais est compliqué sur des tuyauteries. A partir de quel degré de sévérité le traitement thermique est il opéré sur le piping? 22

26 Martin RICHEZ Il existe des règles qui s appliquent en fonction du ph et de la teneur estimée en H 2 S. Auparavant, chez BP, la règle était de traiter au delà de ppm d H 2 S et la notion de ph n intervenait pas. Par ailleurs, dans toute la littérature, les mécanismes décrits ne se retrouvent que sur les tôles et l état inclusionnaire n est pas pris en compte dans les phénomènes d HIC. Les résultats présentés sont ils sûrs? Céline MAJOREL Nous n avons pas de doute sur le mécanisme à l œuvre mais nous ne pouvons pas être complètement sûrs de sa cause. Les lignes en cause étaient présentes depuis la construction de l unité. Le phénomène constaté ne s est donc pas déclaré rapidement. En outre, les contrôles n ont pas constaté de blistering sur la tuyauterie. Le souci se présente principalement au niveau de la soudure. Je ne pense pas que l on puisse en conclure que toutes les tensions sont concernées. Il faut cependant surveiller ce type de ligne. Enfin, la teneur en soufre est aussi à prendre en compte. 23

27 Endommagement d un absorbeur de gas plant FCC par HIC/SOHIC Caractéristiques de l unité endommagée Christophe BALATRE LyondellBasell, Berre Il a été constaté un endommagement par HIC blistering et SOHIC sur un absorbeur de gas plant d une unité de cracking catalytique (Fluid Catalytic Cracking FCC). Les phénomènes de corrosion par hydrogène à froid sont souvent présentés comme survenant en présence d H 2 S et d un ph acide, mais très peu dans le cas de ph alcalin et en présence de cyanure. Si ce second cas est connu dans la littérature, peu de retours d expérience sont disponibles. C est pourquoi cette présentation s attarde sur un exemple de ce type de corrosion. Généralement, la corrosion par hydrogène à froid survient sur des tôles laminées contenant des sulfures de manganèse. Elle se présente sous la forme de blistering, de HIC, de SSC et de SOHIC. Le FCC endommagé a fonctionné pendant 40 ans d abord sur le site de Pauillac puis sur celui de Berre ; l unité a donc été conçue dans les années Elle traite les gaz pour en extraire les contaminants (H 2 S, CO 2, etc.), au moyen d injections d eau déminée dans les circuits, en amont des aéroréfrigérants. L objectif de ces injections est de nettoyer les bisulfures d ammoniac, bien que ces impuretés ne soient pas toujours présentes. En effet, de nombreuses unités fonctionnent sans eau (HDT et HDS à sec). L ammoniac (NH3) et l H 2 S peuvent ainsi cohabiter sous certaines conditions. Dans le cas présent, le FCC implique la présence d eau et le lavage est utile. L on note toutefois la présence insolite d une injection d eau sur le reflux de l absorbeur situé en aval de la zone de compression des gaz craqués. Les eaux chargées sont récupérées dans des appendices, puis traitées dans des unités Sour Water stripper. Des conditions opératoires critiques limites (COCL) ont été définies sur certaines des impuretés de ces appendices de manière à gérer la corrosion de la colonne. Celle ci mesure environ 30 m (20 m de l entrée de charge jusqu à la tête, puis 10 m vers le bas). Les gaz craqués en provenance du vapocraqueur ainsi que les GPL provenant du Platformer et de la DB3 (Distillation de Brut) sont injectés à une température comprise entre 40 C et 70 C, pour une température d environ 20 C en tête de colonne et de 150 C en fond de colonne. Le matériau utilisé est classique (acier carbone A 42, non traité thermiquement). En amont de la colonne, les gaz légers sont lavés par du lean oil. La colonne joue d ailleurs davantage un rôle de stripper qu un rôle d absorbeur : l amine n y est plus injectée, et elle sépare les gaz légers (C1, C2 et impuretés) en tête de colonne, de la coupe C3 +, entraînée vers le bas puis traitée dans d autres colonnes. Plusieurs problèmes potentiels de corrosion de l unité ont été préalablement identifiés et les COCL suivants ont été définis : le taux de bisulfure d ammoniac doit être inférieur à 2 %, soit une quantité de ppm de NH3 et de ppm d H 2 S le ph des ballons doit être compris entre 5 et 8,5 ; ces données ont été retenues pour éviter les fissurations par H 2 S en milieu acide, et par réaction avec le cyanure en milieu basique la quantité de chlorure doit rester inférieure à 10 ppm 24

28 la quantité de carbonates et de bicarbonates doit rester inférieure à ppm en présence d un ph supérieur à 9,2. Une quantité maximale de cyanure avait été fixée à l origine (20 ppm de cyanure), mais cette valeur n a pas été conservée. L historique des relevés effectués au fond des ballons révèle que les COCL sont maîtrisés, à l exception de quelques taux anormaux qui s expliquent par l injection d eau à ph élevé sur le reflux. Les taux de corrosion par bisulfure d ammoniac constatés restent également dans une limite acceptable (inférieur à 2 %). Description du mécanisme d endommagement En présence d eau, l ammoniac et l H 2 S réagissent et attaquent la couche de fer pour former des sulfures de fer. Cette corrosion génère de l hydrogène. Or, en présence d HS ou de cyanure, l hydrogène reste bloqué et charge la surface de l acier en hydrogène atomique, qui diffuse dans le métal. En présence de petites inclusions (sulfure de manganèse notamment) et sous de fortes pressions, deux atomes d hydrogène s associent en molécule et crée une bulle d hydrogène, ce qui forme un blister. Ainsi, c est à cause de la présence de cyanure que la couche de sulfure de fer est attaquée. Une inspection de type Risk Based Inspection (RBI) a été appliquée sur l unité en tenant compte des tableaux de l API portant sur ces mécanismes de corrosion. Ceux ci ont permis de déterminer que la sévérité de l environnement était relativement basse. De la même manière, la susceptibilité de l acier utilisé au HIC/SOHIC a été prise en compte. Il s agit dans le cas présent d un acier courant, non traité thermiquement. Ces deux facteurs combinés conduisent à une susceptibilité moyenne de l unité au HIC/SOHIC. Lors d un grand arrêt en 2007, l unité présenta des premiers signes de fissuration. Celles ci ont alors été réparées sans être analysées. En 2010, un arrêt performance est survenu sur le FCC et l inspection de l absorbeur a révélé une importante fissuration, longitudinale, circulaire et dans la partie haute de la colonne, jusqu à l entrée de charge, soit à des températures de 20 C à 70 C. Des prélèvements sont alors effectués et des analyses sont menées en pleine tôle et en soudure (examen visuel, mesure de dureté, micro analyse en fond de fissure, etc.). L on constate la présence d un blister en surface extérieur, ainsi qu un début de HIC. Les duretés analysées sont très faibles (de l ordre de 150 HV). L expertise conclut à une attaque par hydrogène à froid. Un SOHIC est également constaté. L expertise a souhaité en savoir plus. La colonne a été remplacée partiellement, en acier traité thermiquement cette fois ci, pour diminuer les contraintes et donc la susceptibilité au phénomène. Il était envisagé de remplacer la colonne en totalité lors d un grand arrêt prévu pour Depuis, néanmoins, il a été décidé d arrêter la raffinerie. Hypothèse de révélation du mécanisme Depuis sa mise en service, la colonne n avait pas connu d endommagement par hydrogène, soit un fonctionnement de 37 années sans qu aucun problème n apparaisse. Il convient donc de se demander quels paramètres de fonctionnement ont été modifiés au moment de l apparition des fissures. Lors de l inspection de 2007, les inspecteurs n ont pas remarqué la couleur bleu de Prusse caractéristique de la présence de cyanure. Ce n est que lors de l inspection de 2010, grâce à des photographies prises sur place, que ce constat visuel a pu être fait. Cette couleur a pu renseigner les inspecteurs sur la présence de cyanure. En effet, 25

29 celui ci, en complexe avec le fer et en présence d oxygène, réagit pour donner une couleur bleue. Cependant, cette réaction se produit généralement à des ph supérieurs à 8,5. L un des premiers changements identifiés est que la raffinerie a traité des bruts dits «d opportunité en fonction des puits de forage». Nous avions disposé d alertes suite à la mise en place des standards sur le Total Acid Number (TAN), pour l approbation des bruts. Cependant, ces alertes ne précisaient pas de seuil à partir duquel la quantité d azote basique contenue dans la charge constituait un risque. Sylvain AUTHIER Certains bruts sont connus pour contenir plus d azote, mais il ne sera pas refusé de les traiter pour autant. Christophe BALATRE Lors du craquage des charges, la dissociation de l HCN produit beaucoup de NH3 et un peu de HCN. Les problèmes apparaissent lorsque l HCN se dissocie en CN et en H+, pour un ph supérieur à 8 et une température comprise entre 25 C et 40 C. Par ailleurs, l eau de lavage n était pas aussi basique avant les années Cependant, suite à un phénomène de fatigue des dégazeurs (deareator cracking, par cyclage thermique : la couche de magnétite qui se forme à la surface du métal en présence d eau est cassée), le ph de l eau a été augmenté à 9, voire 9,5. Cette augmentation a néanmoins généré d autres problèmes. Les cyanures réagissent alors avec le sulfure de fer, libérant la surface du métal pour une agression à l H 2 S, laquelle crée une corrosion et de l hydrogène. En premier lieu, j ai recommandé une limitation sur l azote basique sur la charge combinée d entrée du FCC. En effet, les taux d azote basique atteignaient parfois des seuils très élevés, jusqu à ppm. Par comparaison, les anciennes usines Shell acceptaient des seuils maximums de 500 à 600 ppm d azote basique. Par ailleurs, la production de cyanures est liée à la température de craquage du Riser du FCC. Une augmentation de la température du Riser peut en effet avoir occasionné la création de davantage de HCN. Or, la température du Riser n a pas été modifiée et n est donc pas à l origine du problème. En outre, le fait d avoir placé la compression des gaz en amont de l absorbeur conduit à retrouver la présence de certains contaminants comme l HCN. La colonne risque ainsi davantage de subir ce type de dégradation. Parmi les actions à mener, il a été proposé : l abaissement du ph de l eau entre 5 et 8 un changement de métallurgie pour une qualité de tôle «HIC résistant» à très bas soufre. Il a également été envisagé l installation d un overlay en inox, pour réduire la diffusion de l hydrogène et empêcher le phénomène de corrosion, mais cette modification est lourde à réaliser une augmentation de l injection d eau de lavage, en coupant l eau sur le reflux et en améliorant ainsi le lavage au niveau des aéroréfrigérants de travailler sur la qualité des eaux, pour obtenir une meilleure régulation du ph sur l ensemble du gas Plant d utiliser des inhibiteurs de corrosion (en injectant par exemple des polysulfides), cette solution n étant cependant pas idéale car elle est susceptible de créer d autres problèmes d installer des sondes à hydrogène rétractable ainsi que des plateaux à hydrogène, pour maintenir la colonne en service. La sonde interne fonctionne correctement. Elle est assez rustique, et nécessite un piquage avec une bride et un tube à double paroi. L hydrogène atomique se diffuse dans cette double 26

30 paroi et se recombine en dihydrogène, faisant monter la pression, mesurée par un manomètre. Les plateaux à hydrogène, quant à eux, sont des plateaux en inox, plaqué à l extérieur de la paroi. Si l hydrogène traverse la paroi, il atteindra également le plateau, ce qui permettra de mesurer la présence d hydrogène. Enfin, les soudures sont contrôlées par magnétoscopie et ultrasons. Echanges avec la salle Céline MAJOREL Avez vous mesuré la concentration en cyanure? Christophe BALATRE Nous avons tenté de le faire, mais les taux recueillis étaient toujours très faibles et aberrants. Cela s explique peut être par les mesures prises suite à la constatation du dommage. Céline MAJOREL Combien de temps s est écoulé entre l analyse et le prélèvement? Christophe BALATRE L analyse a été effectuée dans la journée suivant le prélèvement. Céline MAJOREL Il faut savoir que les cyanures présents dans une eau contenant des sulfures ont tendance à se dégrader rapidement. Il est possible de perdre jusqu à 45 % des cyanures présents en une seule heure. Ainsi, l augmentation du débit d eau peut être une bonne solution, mais il n est pas possible de contrôler l impact de cette mesure sur la teneur en cyanure si des précautions ne sont pas prises pour stopper la dégradation des cyanures. Martin RICHEZ De quel type de FCC s agit il? Est ce un FCC équipé d un CO Boiler? Christophe BALATRE C est bien cela. Martin RICHEZ Selon les valeurs dont je dispose, pour un FCC de ce type, les teneurs en cyanure sont de l ordre de 100 ppm. Elles sont plus basses lorsque la combustion est complète. Un problème similaire est survenu à la raffinerie d Anvers sur un absorbeur, où sont apparus des problèmes de blisters et d HIC. Il s agissait également, semble t il, d un FCC à combustion partielle au niveau du régénérateur, présentant des valeurs de cyanures de cet ordre. Il s est avéré en outre que des dysfonctionnements du process existaient, car de l eau était volontairement entrainée pour laver les circuits encrassés. Cela expliquait les phénomènes de blistering. Cependant, je ne dispose pas de suffisamment d informations sur ce cas récent. Il me semble que la colonne a été partiellement remplacée. L une des solutions citées est le weld overlay, difficile à mettre en œuvre. Pour des applications froides, une solution plus simple consiste à utiliser des époxys ou des revêtements de type Belzona. 27

31 Christophe BALATRE C est juste. 28

32 Corrosion d échangeurs en acier carbone sur un circuit d eau de refroidissement Les circuits de refroidissement sur eaux de réfrigération François DUPOIRON Total RC Les systèmes de refroidissement des unités de raffinage sont de trois types : les circuits ouverts ; l eau est prélevée dans le milieu naturel et y retourne après un seul passage dans les échangeurs les circuits fermés ; la même eau circule en permanence, refroidie par un autre système d échangeur, et présente l avantage de ne pas entrer en contact avec l atmosphère les circuits semi ouverts ; ce système courant se compose d échangeurs de chaleur et d un système de refroidissement. Les calories sont récupérées dans les échangeurs puis sont extraites dans la tour de refroidissement par contact air eau et par évaporation. L eau évaporée étant presque pure, ce processus créé une eau à forte concentration d éléments divers. Néanmoins, ce système est efficace. Selon un groupe d étude du Centre français de l anticorrosion (CEFRACOR), remplacer les systèmes de la région parisienne fonctionnant avec tour de réfrigération par des systèmes aéroréfrigérants conduirait à une augmentation de la température régionale de 2 à 3 C. Les principaux problèmes des systèmes de refroidissement sont les suivants : conserver l échange thermique l entartrage, lié au contact de l eau avec des parois chaudes le colmatage la présence de débris la prolifération bactérienne dans une eau comprise entre 30 C et 50 C ; cette problématique, apparue dans les années 1990, n est pas anodine. Le traitement s effectue généralement par biocide la corrosion, le système devant rester étanche. Les problèmes de dépôts, d encrassement et de corrosion sont très liés entre eux. Historique et évolutions des matériaux et traitements pour circuits d échangeurs semi ouverts Les différents systèmes de refroidissement ont longtemps été considérés comme fiables, mais leur procédé a connu des évolutions : les chromates, cancérigènes, n ont plus été utilisés comme inhibiteurs de corrosion, et les règles environnementales ont imposé une limitation des rejets d eaux. Le taux de concentration de l eau a ainsi augmenté. Parallèlement, dans les années 1990, des traitements biocides visant à lutter contre la légionellose ont été introduits, dont l eau de javel. Cette dernière est cependant très oxydante et génère des chlorures. Qui plus est, les exploitants souhaitent à tout prix éviter la 29

33 présence de légionellose, synonyme de fermeture de l installation, et procèdent ainsi à des «traitements flash» qui utilisent une forte quantité d eau de javel. En outre, les exploitants procèdent à des dégoulottages, qui conduisent à des réductions de débits et à des augmentations des températures de l eau. Ainsi, les systèmes de refroidissement, autrefois relativement fiables, sont devenus sensibles. L ensemble de ces facteurs crée un cercle vicieux : augmentation de l agressivité des eaux, diminution des purges, augmentation des chlorures, traitement biocide, ph légèrement acide, des dépôts se forment, conduisant à de l encrassement et à de la corrosion. Selon une enquête de la NACE, les échangeurs sont la deuxième source de problème dans les unités, et la fiabilité et la durée de vie des faisceaux aciers ont fortement diminué. Un exemple d avarie sur un faisceau en acier Caractéristiques des tubes endommagés En 2009, une avarie est survenue sur un faisceau en acier. Le fluide présentait les caractéristiques suivantes : un taux de 600 ppm de chlorure, lié à l ajout d eau de javel dans le fluide. Les traitements biocide (eau de javel) sont de 0,2 à 0,8 ppm de chlore résiduel auquel s ajoutent les «traitements chocs» pouvant représenter plusieurs ppm de chlore résiduel sur plusieurs heures. Ces derniers sont donc très importants, et on notera que les mesures de chlore résiduel, caractérisant le niveau de sévérité du biocide sont prises à la sortie du circuit. des conditions nominales de températures inchangées une vitesse correcte un ph supérieur à 7,2 des phosphates polymères dispersant comme inhibiteurs, à la fois régulateur de ph et biocide une conductivité de µs/cm. A cette forte conductivité, caractéristique d une eau dure, s ajoute une forte teneur en chlorure. La conductivité influence la vitesse de corrosion. De la même façon, un ph basique conduit à l encrassement et un ph acide à la corrosion, tout en améliorant cependant l efficacité du biocide. Ces données montrent que les conditions de fonctionnement d un système de refroidissement nécessitent une grande précision de gestion. Les aciers utilisés sont des aciers classiques (ASTM A 179 et ASTM A 210). Des teneurs résiduels en cuivre dans l acier peuvent en outre contribuer à l accélération de la corrosion. Les observations de l expertise De fortes teneurs en fer dissout ont été observées sur le circuit endommagé juste après sa mise en service. Elles correspondent à d importantes pertes d épaisseur, liées à une vitesse de corrosion de l ordre de 1 à 2 mm par an. En outre, ce taux élevé de fer a probablement empêché l inhibiteur d agir. Après trois mois de service, le tube, dont l épaisseur initiale était de 2 mm, n était pas plus épais que de 1,9 mm par endroits et présentait des faciès de corrosion très sévères. De plus, la microgéométrie des surfaces des tubes présente un aspect particulier, qui ne semble pas directement lié à la corrosion. En effet, une comparaison de tubes corrodés et de tubes neufs met à jour la présence de cavités sur ces derniers. Une expertise de 2005 révélait déjà ce type de défaut en surface de tubes neufs. En outre, dans le cas de 2009, les échangeurs ont subi, après leur fabrication, une opération de prépassivation précédée d un décapage à l acide inhibé. Cette opération vise à éviter toute corrosion lors du stockage et à améliorer la passivation en service. Or, cette phase de décapage creuse plus encore les cratères observés sur les tubes. La surface des tubes ressemble ainsi à une éponge que le passivant est incapable d inhiber, d autant plus que s y 30

34 trouvent des cavités quasiment occluses. Pire, la pré passivation crée une membrane pardessus les cavités et génère un phénomène de crevasse par aération différentielle entre les deux surfaces. Parmi les causes identifiées du phénomène se trouve donc un encrassement, des vitesses assez faibles du fluide, une excursion ph, une journée à faible débit, des milieux très corrosifs, et surtout un état de surface initial non adapté. Plusieurs tubes à l état neuf ont été étudiés par la suite et révèlent qu il existe des variations importantes dans la qualité des matériaux disponibles à ce jour. Conclusion de l expertise Pour réduire ce type d avarie, il faut notamment réduire la sévérité du système. Pour cela, il faut réduire la conductivité et les teneurs en chlorures. Il est difficile d imaginer une augmentation des purges ou de réaliser des appoints avec des taux de chlorures plus bas du fait du coût de l opération. Il est également possible d utiliser des biocides non oxydants mais ils sont onéreux et difficiles à contrôler. Enfin, une amélioration de la qualité des tubes en acier carbone est à l étude. Il faut pour cela générer de nouvelles spécifications et engager des discussions avec les fournisseurs. Cependant, cette approche est complexe, car les tubes en question sont des produits à flux pour les fournisseurs. La position actuelle est de considérer que les tubes en acier carbone restent utilisables pour les systèmes de refroidissement, mais dans une fenêtre d utilisation très étroite compte tenu de la corrosivité des circuits et de la qualité des tubes. Echanges avec la salle Existe t il des températures limites dans le process d utilisation de l eau? François DUPOIRON La température de l eau dépasse rarement les 55 C, mais j ignore s il s agit d une limite instituée dans le process. Quelle taille limite des cratères une spécification pourrait elle considérer comme acceptable? François DUPOIRON Une taille comprise entre 15 et 20 µm pourrait être acceptable. Il est impossible d obtenir une surface totalement lisse. Il faudra déterminer un critère chiffré et des images types pour distinguer les tuyauteries acceptables de celles qui ne le sont pas. Imposez vous déjà des spécifications aux fabricants? François DUPOIRON Des discussions sont en cours avec les fabricants afin d estimer la qualité qu ils peuvent garantir. Les différences de niveau de qualité des tubes sont elles liées aux processus de fabrication? 31

35 François DUPOIRON La qualité observée des tubes s explique de deux façons : les conditions de laminage d une part, le cycle de fabrication associé au process d étirage d autre part. L étirage s effectue grâce à des savons de lubrification. Un rinçage insuffisant de ces savons peut provoquer l apparition des cratères lors du traitement thermique. Il incombe aux fabricants de déterminer les causes de cette géométrie particulière des tubes. Pour notre part, nous imposons un résultat. Par ailleurs, nous sommes intéressés par les retours d expériences sur la durée de vie de ces tuyauteries en acier. Avez vous utilisé d autres métallurgies que l acier carbone pour ces tuyauteries? François DUPOIRON Les échangeurs fonctionnent à des températures assez élevées et dans des conditions sévères quoique inhibées. Nous utilisons deux familles, l acier 2205 et l acier Lean duplex Quels résultats obtenez vous avec de l acier Lean? François DUPOIRON Nous n utilisons le Lean Duplex que lorsque le procédé n est pas corrosif. Suite à une dégradation sur des échangeurs de circuits de refroidissement due à une modification de la nature des eaux, il a été remarqué que les échangeurs les moins sensibles au phénomène étaient ceux dont la calandre était en acier carbone. Les taux de purge sont un facteur clé pour contrôler la concentration des eaux. N avons nous pas intérêt à augmenter ces taux? François DUPOIRON Ces purges sont limitées par la réglementation environnementale. Il arrive en outre que des structures rencontrent des fuites du process vers l eau, ce qui la pollue. François DUPOIRON Ce type de fuite génère en effet des problèmes de corrosion matérielle. Il faut donc étanchéifier les structures pour les éviter. Sur un steamcracker ou sur un FCC, des fuites de ce genre peuvent avoir des conséquences lourdes. 32

36 Méthodes d évaluation de vie résiduelle des ESP soumis à fluage Charles Le NEVE Total RC La présentation abordera la question du fluage sous l angle des différentes manières d estimer la durée de vie résiduelle d équipements anciens soumis au phénomène. En raffinerie, le fluage concerne principalement les unités de reformage catalytique, fonctionnant à des températures supérieures à 500 C et sous une contrainte inférieure à 50 MPa. Le fluage concerne également les lignes de vapeur. Il s agit d un fluage raisonnable, apparaissant à faible contrainte et à température modérée. Les températures de début de fluage ne sont pas déterminées de façon définitive. L API 579, l API 530 et quelques références de matériaux neufs proposent ainsi des températures sensiblement différentes. Néanmoins l on peut considérer la température de 450 C comme une limite raisonnable audelà de laquelle le phénomène doit être pris en considération. Traditionnellement, le fluage est évalué selon une équivalence temps température. Des calculs mathématiques démontrent une évolution douce de la déformation permanente et irréversible dans le temps et selon la température. Classiquement, le fluage se compose d un fluage primaire, très court, où surviennent les premières modifications métallurgiques, les premières plastifications locales et une homogénéité globale des lissages des contraintes, puis d un fluage secondaire, correspondant à la durée de vie de l équipement, et enfin d un fluage tertiaire, correspondant à sa fin de vie. En raffinage, il faut veiller à bien connaître cette dernière phase, et surtout à connaître le moment de son arrivée. Cette représentation classique du fluage utilise la formule de Larson et Miller, basée sur une équivalence tempstempérature. Depuis les années 1960, d autres méthodes d estimation de la durée de vie des équipements soumis au phénomène sont apparues. Parmi celles ci se trouvent les méthodes dites Oméga. Elles considèrent que la vitesse de déformation n est pas constante mais connaît au contraire un accroissement permanent. En d autres termes, si les méthodes classiques d estimation de durée de vie résiduelle du matériau se basaient sur le fluage secondaire, les nouvelles méthodes se concentrent sur le fluage tertiaire. Elles s intéressent à la vitesse d évolution du fluage à la fin de la période secondaire de manière à la maîtriser et à la comprendre pendant le passage au fluage tertiaire, jusqu à la vitesse théorique infinie de fin de vie de l équipement. Cette méthode a été mise en œuvre par le Materials Properties Council (MPC) et par Martin Prager. La crédibilité de la méthode tient à la réalisation d essais précis par des groupes de travail. En 2007, l API 571 a introduit dans son annexe 10 l approche de la durée de vie résiduelle des équipements en fluage par la méthode Oméga. Total considère que cette méthode en est une parmi d autres. Elle présente l inconvénient de faire abstraction de nombreux comportements métallurgiques et de ne retenir qu une approche mécanique et mathématique du problème. De plus, elle ne prend en compte que le métal de base, sans les soudures. Les paramètres établis par la méthode Larson Miller reprise dans l API 530 ont été fixés à partir de matériaux neufs et d essais allant jusqu à heures d utilisation. Il est ensuite possible d obtenir des extrapolations valables jusqu à et heures, voire bien au delà dans la pratique. En revanche, les essais menés pour la méthode Oméga ont été réalisés sur des matériaux vieillis. C est là l un des avantages de cette méthode. Des essais de fluage peuvent être réalisés sur des matériaux arrêtés ou sur des coupons témoins. Plusieurs points méritent une attention particulière. Les essais à rupture sont bien 33

37 normés. Chez Total, ces essais sont effectués à l aide d éprouvettes de taille supérieure à 8 mm. Les essais sont en effet menés à l air et la sollicitation en température peut avoir une influence sur les éprouvettes par oxydation. Par ailleurs, les conditions d essai doivent être représentatives des conditions de service des équipements. Total a donc retenu une contrainte allant de 40 à 50 MPa pour les équipements testés et de 20 à 30 MPa pour les lignes, ainsi qu une température raisonnable (suffisamment élevée pour obtenir des temps de ruptures assez courts jusqu à 3000 heures mais en dessous des températures initiales de traitement des équipements). Enfin, les temps de ruptures doivent être supérieurs à 500 heures pour être significatifs. Les essais à rupture sont les plus simples à réaliser. Un autre type d essai est l essai interrompu, plus complexe, effectué par la méthode Oméga. Il nécessite d enregistrer la vitesse de déformation du matériau, grâce à une machine d essai de fluage plus sensible. Cependant, les équipements capables de réaliser ce type d essai sont plus rares (l institut italien de la soudure de Gênes et Laborelec en Belgique en possèdent par exemple). En outre, les essais menés par la méthode Oméga sont davantage isothermes (à température fixe et à contraintes variables, ces dernières ne devant cependant pas être irréalistes). Des extrapolations de durée de vie peuvent être effectuées sur la base de ces essais. Généralement, les garanties des matériaux ne dépassent pas heures (de 10 à 11 ans) pour des aciers classiques. Néanmoins, nos équipements dépassent régulièrement ces durées de vie car les matériaux sont conçus pour des sollicitations et un coefficient de sécurité bien supérieurs aux conditions réelles de leur usage. La durée d exploitation est donc supérieure à la durée de garantie. Ainsi, par extrapolation selon l API579 level I (méthode Oméga), l on a déterminé qu un acier à 1,25 % de chrome, dans les conditions d usage d un reformeur catalytique, peut durer 47 ans. Des observations empiriques sur des matériaux existants confirment ces calculs. Paradoxalement, l utilisation de l API 530 pour extrapoler la durée de vie de matériaux neufs conduit à des résultats plus pessimistes que l utilisation de la méthode Oméga pour des matériaux usagers. Or, ce second cas est plus proche des conditions d usage réelles de nos matériaux. A partir d une soixantaine d essais menés à différents âges sur des réacteurs à parois chaudes en acier à 1,25 % de chrome, pour une contrainte de 43 MPa, et de calculs d extrapolation, le groupe Total a élaboré un graphique d évaluation de vie résiduelle de ses équipements. Les résultats d essais sur le matériau de base, les soudures et les réparations de soudures convergent. Les extrapolations, quant à elles, ont pris en compte un paramètre opératoire maximum de 525 C. En outre, les matériaux testés avaient généralement heures de fonctionnement. Quelque soit le type d assemblage ou les lieux de prélèvements, il est rassurant de constater une convergence des données. Grâce à ces données accumulées et aux données d extrapolation, le groupe parvient à déterminer un cadre crédible de gestion des équipements en fin de vie. En conclusion, il existe différentes méthodes d évaluation de vie résiduelle, bien qu aucune ne soit idéale. L API 579 plaide pour l usage de la méthode Oméga, mais elle n est pas la seule méthode possible. Si elle utilise des échantillons de taille relativement petite, elle impose néanmoins de disposer de matériaux témoins. En outre, elle est plus onéreuse que les essais à rupture classiques. Enfin, elle présente l inconvénient de ne mesurer des vitesses de déformation que dans une structure homogène, donc dans le matériau de base uniquement et non dans les assemblages soudés, pourtant plus sensibles au fluage. Les essais classiques à rupture, quant à eux, permettent de tester l ensemble des équipements (base métal, traverse soudure, etc.). Il existe en outre davantage de données disponibles recueillies par cette méthode. Enfin, pour mesurer la durée de vie résiduelle du matériau, il est nécessaire de connaître parfaitement le matériel et son évolution en termes de compacité. La présence de défauts préexistants peut par exemple influencer des calculs. De même, des calculs peuvent être faussés par une modification locale des contraintes liée, par exemple, à l action d un piping. Cette action locale du piping peut augmenter notamment 34

38 les contraintes sur des piquages. Une contrainte extrême sur un piquage peut ainsi entraîner un vieillissement local prématuré de l appareil et remettre en cause des prédictions globales de durée de vie sur le long terme. Echanges avec la salle Charles Le NEVE Les essais machines sont assez complexes. Une éprouvette de traction est insérée dans une serre chaude. Les témoins doivent ils être sous contrainte? Charles Le NEVE Les effets de la contrainte sont généralement étudiés grâce à des matériaux usagés en termes de métallurgie. Pour le moment, beaucoup de personnes considèrent que l influence de la contrainte sur les propriétés résiduelles de fluage n existe pas, ou faiblement. En la matière, l on ne constate d ailleurs pas de grande différence entre les essais menés sur des coupons témoins ou sur des appareils déclassés. La plupart de nos reformings travaillent sous des pressions bien plus faibles que celles prévue lors de leur design. Les réacteurs ont donc une durée de vie plus longue. Charles Le NEVE Selon des premières estimations, un réacteur de 2,25 % de chrome d un reformeur catalytique des années 1970 devrait pouvoir durer 60 ans. Il me semble qu ExxonMobil possède d ailleurs un réacteur en 1,25 % de chrome qui a dépassé 57 ans d exploitation. 35

39 Causes profondes de l ouverture du 7 août 2009 de la canalisation SPSE L éclatement du 7 août 2009 : une situation initiale complexe Patrick SUFFREN Division prévention industrielle, Société du pipeline sud européen (SPSE) SPSE transporte du pétrole brut depuis le port de Fos sur Mer et de Lavéra jusqu en Allemagne, par le biais de trois ouvrages. En août 2009, une conduite de 40 pouces (102 cm) de diamètre connaît un éclatement. La conduite est fabriquée en acier à haute résistance (X52), d une épaisseur nominale de 7,65 mm. Au total, l ouvrage mesure 714 km, et alimente à l époque quatre raffineries (l une a depuis été fermée et une autre est aujourd hui alimentée par un autre pipeline). Le 7 août 2009, un éclatement survient dans la canalisation sur un terrain appartenant au conseil général des Bouches du Rhône et faisant partie de la réserve naturelle des Coussouls de Crau. Environ 5 ha ont été impactés par environ m 3 de pétrole brut. La communication auprès des médias n a pas été évidente et les quantités indiquées dans la presse ont pu comporter des erreurs, selon l unité litre, mètre cube ou tonne retenue. Heureusement, la réserve naturelle des Coussouls de Crau n abrite ni cours d eau, ni riverains, ni école, ni Etablissement recevant du public (ERP). Le produit répandu a pu être rapidement récupéré à hauteur de 90 %, par pompage direct, et ne s est pas enflammé directement. En outre, il n y a pas eu de victime. L intervention en réserve naturelle a contribué à la complexité de la situation initiale. SPSE avait en outre la volonté de redémarrer rapidement l ouvrage pour éviter tout problème d approvisionnement en brut du grand Est (l ouvrage a été remis en service au début du mois de janvier 2010 et des discussions avec la préfecture d Alsace ont permis de maintenir l approvisionnement en produit pétrolier de la zone concernée). Cependant, la situation a été dans un premier temps bloquée. Dans un premier temps, les équipes de SPSE sont intervenues rapidement sur place. Dans la journée même, la ministre de l Ecologie déclare que l incident est une catastrophe écologique majeure, tout en félicitant SPSE en aparté pour sa réactivité. Le lendemain soir, il ne restait plus de pétrole libre sur le site. SPSE a alors déployé des tractopelles pour poursuivre le nettoyage de la zone, mais la préfecture a ordonné un arrêt des opérations : le statut de réserve naturelle de la zone nécessitait des autorisations spécifiques, et la justice considérait que le pétrole déversé était une preuve à laquelle il ne fallait pas toucher. Une quinzaine de jours s est donc écoulée entre le moment de l accident et le début des travaux de dépollution, en raison des délais administratifs. Le pétrole a donc eu le temps de se liquéfier et de pénétrer dans la nappe. Ainsi, si les exploitants ont le devoir d agir si un accident de ce type se déploie à l extérieur de leur site, ils ne sont cependant pas maîtres de leur intervention. Les causes profondes de l éclatement Dommages constatés Les dommages ont affecté la ligne «PL2», d un diamètre de 40 pouces. Un seul tube a éclaté et s est fissuré sur une longueur de 2,70 m pour une ouverture de 18 cm. La fissure se situe près du cordon de la soudure longitudinale et s est amorcée dans la ZAT. Le tronçon déformé 36

40 sous l effort mesure 3,70 m pour un tronçon total de 12 m. L ouverture est épaisse de 8,2 à 9,1 mm, pour une épaisseur nominale de 7,95 mm. On constate un «effet de toit» de 2 à 4,3 mm. L «effet de toit» désigne une non rotondité du tube. Pour l éviter, les tubes subissent généralement une expansion à froid dans un moule de la forme de la soudure. Or, le tube concerné n avait pas subi ce traitement. Cet effet de toit a créé un point d inflexion au niveau de la soudure autrement dit, une concentration de contraintes. Le tube était surveillé et des mesures avaient été faites en Le tube présentait un délaminage à miépaisseur, lequel a probablement masqué un amorçage de fissures à l intérieur du tube. Le tronçon devait être sondé par un racleur ultrasonique pour détecter d éventuelles fissures à la fin de l année 2009 et une épreuve en eau était prévue pour Un programme d inspection confirmé par la Direction régionale de l'environnement, de l'aménagement et du logement (DREAL) et par les études menées sur le tronçon était donc bien prévu ; par conséquent, le tronçon devait tenir. Cependant, selon le rapport d expertise, les coefficients de sécurité retenus par les experts successifs étaient trop faibles. Les conclusions des expertises L examen visuel de la fissure a révélé des stries caractéristiques d un phénomène de fatigue, une appréciation confirmée par les examens microscopiques, et ce sur toute la partie linéaire de la fissure. Les experts ont déterminé un champ de départ de fissure avant de trouver, par l observation, le point de départ de la fissure initiale. Au niveau des extrémités de la déchirure, l expertise conclut à un arrachement indépendant des défauts à l origine du problème. L analyse du cordon de soudure révèle la conjonction de plusieurs défauts. L on y remarque l effet de délaminage et un défaut de densité au niveau du cordon de soudure. Selon l expertise, l effet de toit a entraîné une concentration de contraintes, laquelle a généré une fissure initiale. Celle ci s est propagée jusqu au délaminage où elle s est arrêtée pour repartir ensuite au niveau du cordon de soudure. Différents tests ont montré que la fissure aurait pu se propager ailleurs. Néanmoins, la propagation est beaucoup plus rapide dans une zone moins épaisse et dans un acier plus dur. En effet, rien n avait été constaté en En six ans, la fissure est apparue et s est développée jusqu à l éclatement. Il s agit donc bien d une fissuration progressive par fatigue. L amorçage s est effectué dans une zone de concentration de contraintes liée à l effet de toit. La fissure a ensuite progressé, dans un cycle d effort normal. Les cycles de pression des pipelines ne sont pas continus, les pressions variant en fonction de la densité des lots et des variations du coût de l énergie. Sur le point d éclatement, la pression était de 20 à 25 bars en pompage, de 15 bars à l arrêt et de 45 bars au maximum. Si le mécanisme de développement de la fissure est assez bien connu, celui de son amorçage est difficile à déterminer. Les tests de cyclage ont montré que sur un tube sans anomalie, la fissure s amorce après ans. Sur un tube avec un effet de toit uniquement, la fissure apparaît après 600 ans, mais seulement après 30 ans si l on y ajoute l effet de délaminage. C est donc la conjonction de plusieurs phénomènes non alarmants indépendamment les uns des autres qui a causé l éclatement. Un phénomène pouvant survenir après 30 ans, même surveillé tous les 10 ans par sécurité, est en dehors de tout modèle. Selon l arrêté du 4 août 2006, en vigueur au moment de l accident, les pipelines doivent être inspectés tous les 10 ans (contre six ans aujourd hui). Les conditions de l accident se trouvaient donc dans les limites de l utilisation du pipeline. Les conclusions de l expertise judiciaire sont les suivantes : la ruine du tube provient d un phénomène de fissuration progressive dû à la fatigue le phénomène a pu être engendré par l aggravation des pressions internes la fissure a débuté sur la paroi interne, à la jonction de la tôle et du cordon de soudure. Le rapport ne précise pas de lieu exact de début de la fissure : il ne s agit donc pas d un défaut ponctuel que SPSE aurait dû détecter facilement, mais d un champ de fissure apparu 37

41 progressivement. Il ne s agit pas non plus d un défaut dans l exploitation de l ouvrage. Le rapport indique bien que l éclatement n est pas lié à un phénomène de surpression ponctuelle. Le rapport indique également que : la présence de défauts à l intérieur du cordon de soudure a créé des points de départ secondaires d autres fissures la forme du cordon de soudure n a pas créé d effet d entaille le tube présente un défaut de circularité le défaut de laminage a entraîné des défauts de compacité à l intérieur du cordon de soudure. Pour mener à bien les travaux, SPSE a mandaté deux experts le Centre technique des industries mécaniques (CETIM) et Penspen. Le CETIM a travaillé à une compréhension théorique du développement de la fissure, et à la validation du modèle de progression des fissures dans les effets de toit, développé en 1980 par l école des Mines et sur lequel SPSE s appuyait pour réaliser ses contrôles. Une nouvelle modélisation par le CETIM parvient à des conclusions méthodologiques et théoriques identiques au modèle de 1980 mais varie en termes de tenues. Les calculs du CETIM appliqués aux conditions d utilisation de 1980 auraient en effet prévu un éclatement du tube pour 2006, tandis que les calculs de l école des Mines plaçaient l apparition des premières fissures en Penspen Integrity, pour sa part, a travaillé de façon plus pratique. Sept tubes prélevés sur la ligne, identiques aux tubes saisis par la justice, ainsi que des tubes présentant des effets de toit équivalents à celui du tube ayant éclaté leur ont été remis, ainsi que des tubes ne présentant aucun défaut. Penspen a réalisé des cyclages sur des dizaines d anneaux et a ainsi déterminé différentes durées de vie selon les différents types de défauts. Par ailleurs l Apave, mandaté par l expertise judiciaire, a réalisé les analyses micrographiques et macrographiques du tube, et les analyses métallurgiques. L expert judiciaire s est également appuyé sur les expertises mandatées par SPSE. La justice ne retient pas la négligence comme cause du phénomène. Elle constate que la totalité des actions réglementaires ont bien été menées par la société. Par conséquent, la Loi sur la responsabilité environnementale (LRE) ne s applique pas à la situation. Suite à l accident, une démarche nationale d inventaire exhaustif de tous les tubes à effet de toit d un diamètre supérieur à 20 pouces a été lancée. L inventaire a conduit SPSE à suspendre l exploitation d environ 400 km de ligne, le temps d évaluer la rentabilité d une réparation des tubes concernés. A Lavéra, où quatre lignes se composent exclusivement de tubes à effet de toit, SPSE procède à une réhabilitation complète des lignes. Un groupe de travail et de recherche réunissant tous les transporteurs (gaz, chimique ou liquide) s intéresse aujourd hui spécifiquement aux effets de toit et mène actuellement une nouvelle modélisation en tenant compte des éléments dont dispose SPSE et GRTgaz, de manière à obtenir une modélisation plus robuste que celle utilisée jusqu à présent. Echanges avec la salle Quel est l impact de cet accident sur les futures inspections des pipelines? Patrick SUFFREN Nous n avons trouvé qu une seule fissure externe, supérieure à 1 mm. Cela nous a permis de valider le racleur utilisé pour les détecter, car la fissure n était pas visible à l œil nu. 38

42 Avec ces détections, quelle est la durée de vie des équipements? Patrick SUFFREN Actuellement, les tubes présentant les effets de toit les plus importants (c'est à dire ceux de Lavéra) ont une durée de vie de 28 ans, avec un facteur de sécurité de 3, ce qui est compatible avec une inspection tous les six ans. Nous réalisons tout de même une réhabilitation, compte tenu de problèmes de corrosion constatés sur les lignes. Avez vous constaté beaucoup de problème de délaminage? Patrick SUFFREN Non. Nous avons inspecté l ensemble des délaminages importants, susceptibles de cacher des fissures externes. Les délaminages en cordon de soudure sont les plus gênants. Les zones concernées ont été inspectées et aucune fissure n a été trouvée. Nous sommes cependant plus attentifs qu auparavant à ce type de zones. Il faut noter que très peu de publications mettent en garde contre les effets néfastes des délaminages au niveau du cordon de soudure. Quelle méthode est utilisée pour détecter les fissures? Patrick SUFFREN Nous utilisons les US. Sur les lignes de Lavéra sera utilisée la méthode Magnetic Flux Leakage (MFL) pour recenser d éventuelles corrosions externes. L inventaire a t il aussi porté sur les tubes d un diamètre inférieur à 20 pouces? Patrick SUFFREN Non, nous avons suivi les critères fixés par le Bureau de la sécurité des équipements industriels (BSEI) : ont été inspectés les tubes non extrudés d un diamètre supérieur ou égal à 20 pouces. Environ km de lignes étaient concernées. Elles ont tout d abord fait l objet d une recherche documentaire pour déterminer celles qui pouvaient présenter des effets de toit. Ensuite, des plans d actions ont été créés pour garantir la tenue de ces tubes. 39

43 Corrosion caverneuse par aération différentielle sur ligne multiproduits Présentation de Geosel Christian MAURIN Geostock Geosel exploite un stockage souterrain d hydrocarbure situé à Manosque et relié par deux pipelines à l étang de Berre. Il est alimenté par les raffineries et par le Grand port maritime de Marseille. Le site n est pas un site industriel comparable à celui d une raffinerie, car il se situe dans une zone géographique naturelle. Geosel comprend des installations de surface en sortie de cavités salines. Le site comporte 28 cavités de stockage de pétrole brut, de fioul, de gazole, de naphta et de saumure, pour un total de 28 millions de m 3, dont 90 % appartiennent à la Société anonyme de gestion des stocks de sécurité (SAGESS) et représente 40 à 45 % du stockage national. L incident du 1 er mai 2010 Le 1 er mai 2010, une canalisation de collecte, alimentant des puits en gazole, en pétrole brut et en naphtalène connaît un incident. Cette canalisation n est pas en fonctionnement continu et les pressions d utilisation varient en fonction des cavités qu elle dessert. Le jour de l incident, la pression dans la canalisation était de 62 bars. La rupture est survenue sur une canalisation enterrée, sur une longueur d environ 3 m, au niveau de la génératrice inférieure. Il s agit d une rupture ductile. L inspection a procédé dans un premier temps à des mesures pour déterminer le profil de corrosion. Elle a constaté des bandes de corrosion en «fil d eau» de 50 mm de part et d autre de la génératrice. Il existe en effet un phénomène de stagnation qui laisse le temps à l eau de décanter. La canalisation est une canalisation minière, et n est donc pas soumise au régime des canalisations de transport. Elle n a jamais été raclée, ni nettoyée, ni inspectée depuis son installation en Fabriquée en acier carbone X52, elle mesure 20 pouces de diamètre pour une épaisseur de 7,92 mm. La pression maximale en service de l équipement est de 66 bars et l éclatement est survenu à 62 bars. Une corrosion généralisée localisée sur la génératrice inférieure a été constatée. Le dépôt qui s est formé se compose d hydroxyde de fer et d oxyde de fer. Une analyse microscopique révèle des corrosions caverneuses et, par endroits, les deux tiers de l épaisseur ont été attaqués, les cratères les plus profonds mesurant jusqu à 3,7 mm. La corrosion caverneuse sous dépôt est due à un problème d aération différentielle : il existe une aération au dessus du dépôt, ce qui implique la présence d oxygène, tandis que le fond du cratère n est pas aéré. La corrosion caverneuse progresse donc plus rapidement que la corrosion généralisée. Suite à l incident, le CETIM a prélevé des coupons pour réaliser une expertise. Il a notamment effectué des essais de résistance de polarisation dans une solution de chlorure de sodium. Une première série d essais sur une crevasse simulée dans une solution à 10 g/l de chlorure de sodium donne un facteur d accélération conservatif de 2,8 après neuf semaines d essai entre vitesse de corrosion généralisée et vitesse de corrosion en fond de crevasse. Une deuxième série d essais simulant les conditions les plus critiques dans une 40

44 crevasse donne un facteur d accélération de 2,3 entre la vitesse de corrosion généralisée et celle de corrosion en fond de crevasse. Mesures prises suite à l incident A partir de ces mesures, il a été déterminé que la perte d épaisseur par corrosion généralisée est en moyenne de 1,5 mm, avec des pertes maximales relevées de 2 mm, ce qui correspond à une corrosion de 0,05 mm par an sur les 40 années d exploitation du site. Les cratères de corrosion caverneuse, quant à eux, présentent une profondeur maximale de 3,7 mm. Ces calculs, associés à un coefficient de sécurité, ont permis de déterminer une vitesse de corrosion caverneuse sous dépôt d environ 0,15 mm par an dans nos conditions d exploitation. Par cette approche théorique, on estime un début d amorçage de la corrosion caverneuse sous dépôt dès la troisième année d exploitation. Suite à l incident, un arrêté préfectoral a dans un premier temps interdit l exploitation. Puis, en prenant en compte une diminution de la pression à 45 bars, la durée de vie résiduelle des équipements a été estimée à 18 mois, ce qui a permis de maintenir des opérations sur les canalisations et de les préparer à des opérations de raclage (pose de racleurs, modification de certains coudes, etc.), pour un budget d environ 10 millions d euros. Fin 2011, des inspections par racleurs instrumentés (MFL et US) ont été menées sur les collectes. Ces inspections ont corroboré les résultats de collectes plus anciennes. Des remplacements ont dû ainsi être effectués. En outre, l installation fonctionne désormais avec des pressions maximales en service similaires à celles autorisées pour les canalisations de transports, à la demande de la DREAL et conformément à l arrêté du 4 août Echanges avec la salle Quelle a été la conséquence de la fuite? Christian MAURIN L espace du site est semi public. Nous avons pu récupérer 400 m 3 de naphta, le reste s étant évaporé. Des systèmes de dépollution par bactéries des terres et de la nappe phréatique ont été déployés pour un résultat positif, la pollution étant aujourd hui résorbée. La présence d eau est elle bien avérée? Christian MAURIN Oui, il y a toujours de l eau car les bruts arrivent par bateau. Des inhibiteurs de corrosion sont utilisés. Quelle est la profondeur des cavités? Christian MAURIN Elle varie entre 100 et 300 m. Il s agit de cavités salines. Par quel type de technologie les canalisations sont elles remplacées? Que mettrez vous en place pour prévenir le phénomène? 41

45 Christian MAURIN Un plan de surveillance et de maintenance a été développé, comparable aux plans existants pour les pipelines. Les canalisations maintenues en service seront raclées régulièrement et une inspection aura lieu tous les six ans pour les canalisations les plus anciennes. En quel matériau seront construites les nouvelles canalisations? Christian MAURIN Il s agira de canalisations acier, respectant l arrêté du 4 août 2006, d une durée de vie de 40 ans. Le problème principal tenait à l absence de raclage, à la stagnation et à la présence d eau. 42

46 Qualité de fabrication des joints d étanchéité Anomalies constatées sur les joints d étanchéité Jérôme FALLON Total RC Le sujet de la qualité de fabrication des joints d étanchéité est en marge des sujets principaux ordinairement traités lors des journées GEMER. Il se réfère à des problèmes constatés chez Total sur des joints d étanchéité d équipement, en grande majorité sur des joints d échangeurs. Les assemblages boulonnés sont un point faible des installations. On leur préfère généralement les liaisons soudées. Il est difficile de disposer d une réelle expertise en matière d assemblages boulonnés, la majorité de celle ci étant détenue par des sociétés extérieures. On sait en revanche que les défaillances de ces assemblages peuvent être lourdes de conséquences, tant du point de vue sécurité qu économique. Récemment, de nouveaux référentiels sont apparus et permettent de développer une approche globale des assemblages boulonnés, plus complète et plus précise que la méthode standard la méthode Taylor Forge qui ne prend pas en compte la totalité des paramètres nécessaires au dimensionnement d un assemblage boulonné. Or, plus de 95 % des assemblages boulonnés de nos sites sont conçus et vérifiés selon cette méthode, qui reste donc encore valable. Les nouveaux standards, l EN sur la caractérisation des joints d étanchéité et l EN 1591 sur le dimensionnement mécanique d un assemblage boulonné, permettent une approche plus globale. Cependant, l EN 1591 est une méthode complexe à utiliser et à comprendre. Ces standards étant difficiles à appréhender, les causes premières des défaillances des assemblages boulonnés sont recherchées dans leurs trois composantes principales boulonnerie, brides ou joints et dans la procédure permettant de les lier ensemble. La présentation se concentrera sur la qualité des joints, et particulièrement sur les joints striés revêtus graphite, fréquemment utilisés sur les échangeurs. Total a vécu deux incidents notables en 2008 et 2009, sur des unités de viscoréduction, mettant en cause les assemblages boulonnés. Ces incidents ont généré des pertes économiques importantes et ont donc fait l objet d investigations poussées. Ainsi, l ensemble des paramètres pris en compte généralement dans les assemblages boulonnés ont été examinés : la qualité et l état de la boulonnerie des échangeurs, l état de surface et la planéité des faces de brides, le calcul des brides et le couple de serrage, le cyclage des paramètres process et la qualité des joints striés revêtu graphite. Il s est avéré que les joints striés présentaient d importantes anomalies : une absence de graphite par endroits et un positionnement défectueux des barrettes de partition. Total s est immédiatement focalisé sur la qualité des joints striés mais celle ci n était pas la seule en cause. L étude d étanchéité de l échangeur n avait notamment pas pris en compte le cyclage des paramètres process. Sur les joints, des zones sans graphites ont été mises à jour. Le joint est formé d une âme métallique de 3 à 4 mm. La norme (EN ) définit précisément le pas des stries, leur hauteur, le rayon en fond de strie et les largeurs de méplat. Sans le revêtement graphite, le métal est directement contre le métal, ce qui supprime l étanchéité. Trois causes potentielles à l absence de graphite ont été déterminées : 43

47 une mauvaise application du ruban de graphite sur les joints, non vérifiable après l ouverture une mauvaise qualité du graphite, difficile à définir faute d une bonne traçabilité un profil des stries déformé par rapport au profil attendu. Ce dernier point a été déterminant. Les stries observées sur les joints incriminés ne sont pas assez profondes. Le graphite n est alors pas suffisamment densifié lors des opérations de serrage, car le graphite se densifie sur la pointe des stries. Sans cela, des fuites apparaissent, et les stries ne sont pas assez profondes pour retenir le graphite. Par conséquent, le moindre cyclage en pression risque d évacuer le graphite vers l extérieur, ou de l aspirer en cas de dépressurisation. Ces premières observations ont été effectuées lors de l incident de Lors du second incident en 2009, les joints fuyards ont été comparés à ceux de Les joints fuyards de 2009 présentent également un profil atypique, mais différent de ceux de La profondeur des stries est proche de la norme, mais le méplat est quasiment inexistant. Par conséquent, lors d un serrage, les stries très pointues cisaillent le ruban de graphite, créant un point de contact métal sur métal. L expertise a analysé des joints neufs et a trouvé des profils de joint très différents, et ce quel que soit le fournisseur. Aucun ne répondait précisément aux standards exigés, que les fournisseurs ont pourtant eux mêmes définis. Par ailleurs, d autres anomalies ont été relevées sur les joints striés revêtus graphite lors d autres événements. Depuis 2009, un groupe de travail sur les problématiques d étanchéité a été créé chez Total. L une de ses premières actions a été de rédiger des cahiers des charges d approvisionnement, grâce à ces retours d expérience. Parmi les anomalies récemment constatées se trouvent les éléments suivants : des soudures de raboutage sur l âme périphérique du joint, génératrices d irrégularités de manière plus inquiétante, un joint strié rabouté d un échangeur neuf n a pas résisté à l épreuve hydraulique. La maîtrise du procédé de soudage est donc très importante pour la qualité des joints, or les fournisseurs des joints n ont pas l habitude de la réglementation relative au soudage de manière récurrente, la fixation des barrettes sur l âme périphérique par soudure déborde, ce qui génère des fuites. des raboutages en graphite non jointifs. L ensemble de ces défauts a été rencontré depuis 2009 sans qu un recensement particulier des problèmes n ait été mené. Il est donc très probable que de nombreuses installations utilisent des joints non conformes, sans que ceux ci soient nécessairement synonymes de fuite. Il faut néanmoins être sensibilisé au problème. Les joints striés revêtus sont utilisés sur les échangeurs en remplacement des joints métalloplastiques. Les joints métalloplastiques se composent d une enveloppe métallique fine (0,3 à 0,4 mm), d une contreplaque et d un noyau en graphite. Beaucoup d anomalies ont également été rencontrées sur ce type de joint : des défauts sur la jonction entre la barrette et l âme périphérique des soucis de raboutage une surépaisseur sur les enveloppes métalliques. La rédaction d une spécification relative aux joints d équipement Suite à ces constatations, Total a rédigé une spécification relative aux joints d équipement. Les exigences de la spécification sont celles de la norme EN , accompagnées de quelques tolérances. Total insiste surtout sur le profil des stries et demande à ses fournisseurs de garantir ce profil par une preuve une coupe macroscopique du joint, une 44

48 empreinte, etc. Les exigences portent également sur le graphite, en complément des critères de la norme. Elles concernent notamment la densité du graphite, de manière à lui assurer un niveau d étanchéité suffisant et une bonne résistance mécanique. Total insiste également sur la méthode de fixation du graphite sur l âme striée : le Groupe demande que le nombre de jonctions soit limité et interdit tout jeu au niveau des jonctions. Total refuse par ailleurs les joints en plusieurs pièces, de manière à éviter les raccordements par soudure. La mise en place des barrettes ne doit pas créer de débordement sur la portée de joint. Enfin, pour les joints métalloplastiques, Total exige qu existe un recouvrement minimum entre la contreplaque et l enveloppe métallique. Au total, quatre types de joints (joints striés revêtus graphite, joints plats métalliques, joints métalloplastiques et joints RTJ) sont concernés par les exigences développées par le Groupe. Ces spécifications ont été rédigées par un groupe composé de personnels de raffinerie et des services techniques centraux. Une première version a été soumise à une quinzaine de fournisseurs européens majeurs. Leurs commentaires ont été intégrés dans les exigences pour la plupart, à l exception de leur position sur le soudage. Au final, 90 % des fournisseurs ont validé la spécification. En conclusion, les assemblages boulonnés présentent des problématiques complexes. La cause d une fuite d un assemblage boulonné n est néanmoins pas toujours liée uniquement aux joints. D autres paramètres doivent être pris en compte. Cependant, le joint étant l un des éléments de ces assemblages, il est nécessaire de disposer de documents de références permettant de juger de leur qualité. Aujourd hui, des standards existent, mais sont davantage adaptés à la tuyauterie. Ces normes imposent un résultat final sans détailler les méthodes de fabrication, or celles ci peuvent créer des problèmes à terme. Enfin, les fabricants de joints ont souligné que seuls trois fournisseurs de graphites sont fiables dans le monde. Il faut donc être vigilant quant à la qualité du graphite, les fabricants éprouvant des difficultés à obtenir un graphite de qualité, sauf à accepter d y mettre le prix ou des délais longs. Il reste à présent à vérifier que les cahiers des charges sont respectés par les fournisseurs et à les accompagner vers des solutions plus fiables et innovantes. Echanges avec la salle Les fournisseurs concernés sont ils français, européens ou asiatiques? Jérôme FALLON Les fournisseurs sont français et européens uniquement. Ils sont reconnus et bien cotés. Les principaux fournisseurs français sont concernés. Quelles ont été les conséquences des incidents? Jérôme FALLON Les deux incidents ont généré des fuites, des départs de feu et des arrêts d unités pendant un mois. Les pertes se chiffrent en millions d euros. Ces fuites sont d autant plus étonnantes que les joints étaient bien construits auparavant. Jérôme FALLON Le joint est l un des éléments du problème. Sur l incident de 2009, les couples de serrage sont aussi en cause, du fait de l absence de prise en compte des cyclages en pression. De 45

49 plus, comme le service a été considéré comme stable, la société ayant effectué les études d étanchéité a conseillé de modifier le type de joint. Auparavant, les joints de l installation concernée étaient des joints métalloplastiques. Ils ont été remplacés par des joints striés revêtus plastiques, censés mieux résister aux pressions de l équipement. La société ayant effectué les études d étanchéité ne disposait pas d informations suffisantes sur les cyclages en température et en pression de l échangeur. Jérôme FALLON Beaucoup de joints sont testés, notamment en tuyauterie. Nous ne fonctionnons pas par agrément de type de joint en équipement, contrairement à la tuyauterie. En effet, la validation des joints est plus complexe en équipement, compte tenu de leur dimension, et nécessiterait l utilisation de matériel qu aucun fournisseur européen ne possède. Jérôme FALLON L objectif de la spécification n était pas d en arriver là. Le site de 2009 a été relancé, avec des joints en provenance du même fournisseur. Ce dernier a été très réactif et a tout mis en œuvre pour répondre aux standards. Le fournisseur a investi dans une machine à strier, et a fait réaliser des essais par le CETIM. Sa réaction a été très professionnelle et il a tout fait pour rester l un de nos fournisseurs. Il a de plus proposé de fournir une empreinte de tous les joints livrés. Comment est gérée la traçabilité des joints? Jérôme FALLON La documentation nécessaire à la traçabilité est définie dans la spécification. Néanmoins, nous n en sommes qu au début de son application. Celle ci peut entraîner des surcoûts, résultant dus simplement à une autre façon de travailler. Le fournisseur mentionné ci dessus a évalué le surcoût à moins de 10 %, une marge considérée comme acceptable. Il y a de plus en plus de soucis de nuances non conformes sur les joints. Jérôme FALLON Les fournisseurs ne respectent pas nécessairement les normes existantes et n ont pas l habitude d être contrôlés. Je vous invite ainsi à vérifier vos rugosités sur certains types de joints, notamment sur les joints RTJ. Il faut également suivre le critère du serrage. Jérôme FALLON Après avoir observé de près les paramètres des assemblages boulonnés, il est clair que les joints ne sont pas l unique source de problème. Ces éléments donnent l impression d un retour en arrière. Des normes existaient déjà auparavant. Jérôme FALLON 46

50 Les normes imposent un résultat final, en précisant parfois des éléments de méthodes de fabrication. Par exemple, elles imposent que l enveloppe extérieure des joints striés comporte au maximum deux soudures de raboutage. Or, nous avons pu observer des joints qui en comportaient quatre. Je n ai cependant pas le recul suffisant pour déterminer si les joints respectaient mieux les standards auparavant. 47

51 Flashs corrosion Corrosion d un toit de bac de bitumes en acier Corten Jean Philippe WAHL Société de la raffinerie de Dunkerque (SRD) Dunkerque exploite 262 réservoirs de stockage, dont 209 contiennent des produits à des températures de 60 C à 80 C, réchauffés par vapeur. Les bacs sont en acier carbone, calorifugés ou non. L un des précédents actionnaires a choisi d utiliser des aciers Corten pour remplacer les toits de bacs. Ce choix tient compte du coût économique de l acier Corten et de ses propriétés : il n est pas nécessaire de le peindre pour obtenir sa passivation. Cependant, un toit, non calorifugé, s est récemment percé. Changé en 2003, il recouvrait un bac contenant un produit d une température de stockage supérieure à 150 C. Le toit présente une épaisseur très réduite sur l intégralité de sa surface, contre une épaisseur ordinaire de 5 à 7 mm, et une espérance de vie classique d une vingtaine d années. La dégradation constatée est donc surprenante. Les conclusions d Exxon Engineering ont été simples. Selon l expertise, les conditions d utilisation de l acier Corten doivent être limitées à des températures maximums de 60 C à 80 C. En effet, à des températures plus élevées, l eau sèche trop vite et la passivation n a pas le temps de se développer. Par ailleurs, les bitumes peuvent présenter des vapeurs corrosives auxquelles le Corten ne résiste pas nécessairement. Par conséquent, la SRD a choisi de revenir à un toit peint et calorifugé pour le bac en question, malgré les inconvénients du calorifuge (difficultés d inspection notamment). Les vapeurs utilisées contiennent elles de l H2S? Jean Philippe WAHL Il y a en toujours en faible quantité. Il vaut mieux éviter l acier Corten si les conditions d utilisation impliquent la présence d H2S. S agit il d une corrosion interne? Jean Philippe WAHL La corrosion était principalement externe, mais une corrosion interne était également présente. L acier Corten se corrode t il davantage que l acier carbone? Jean Philippe WAHL L acier carbone non protégé se corrode rapidement, contrairement au Corten qui, dans des conditions normales d utilisation, développe automatiquement une couche immune face aux agressions extérieures. Pouvez vous peindre les toits en acier Corten? 48

52 Jean Philippe WAHL Non, le Corten se passive automatiquement au contact de l eau. Dans le cas d une corrosion, la peinture peut elle être une solution? Jean Philippe WAHL Je l ignore, mais cela est possible. Pourquoi ne pas calorifuger le toit en acier Corten? Jean Philippe WAHL Nous ne calorifugeons pas les toits en acier Corten pour des raisons économiques et énergétiques. A l origine, nous souhaitions nous passer de tous les calorifuges de toits, afin d y accéder plus facilement pour contrôler leur état de dégradation. A ce jour, nous testons d autres types de revêtements, tels qu un revêtement céramique, qui présente une faible épaisseur et est très isolant, pour autant qu il n y ait pas de corrosion intérieure. Ces revêtements fonctionnent de façon similaire à une peinture. Les toits sont recouverts par une couche primaire d accrochage puis par ces produits à base céramique. Le procédé d utilisation de ces produits nécessite de l eau, c est pourquoi la couche primaire est nécessaire. L acier Corten a été fortement privilégié à une époque. L acier Corten était très utilisé dans les années Puis, les variations d acidité de l atmosphère ont conduit à une dégradation du matériau. Jean Philippe WAHL Il existe différentes qualités d acier Corten. Certaines contiennent du chrome, ce qui augmente la qualité mécanique de ces aciers et leur résistance à la corrosion. Le traitement à chaud joue également sur les propriétés mécaniques et la résistance à la corrosion de ces aciers. Il est vrai que l acidification de l atmosphère a diminué l effet de couche protectrice de l acier Corten. Par ailleurs, nous avons rencontré des soucis à proximité du site d ArcelorMittal. Même après la diminution du taux de poussières rejetées dans l atmosphère, nous retrouvons des quantités importantes de ferrailles au pied des bacs, des évents, etc. Corrosion du piquage de tête d un régénérateur FCC Alexandrine JAILLET Total, Raffinerie de Donges Les conditions de service du régénérateur FCC de la raffinerie de Donges sur lequel une corrosion est survenue sont une pression de 2,4 bars et une température de 760 C. Il s agit d un équipement à parois froides comportant plusieurs réfractaires. La ligne partant du régénérateur vers les cyclones tertiaires est en inoxydable. En 2010, une fuite de catalyseur est constatée dans l unité FCC. Elle provient de la tête du régénérateur, où une ouverture est repérée dans le piquage de tête. Le FCC est arrêté et les investigations sont menées. Le FCC a été construit en L épaisseur nominale du piquage 49

53 de tête est de 22 mm mais a été mesuré à 15 mm lors d une inspection en Le té en inox avait été remplacé à cette occasion du fait d un souci de fluage. En 2010, l épaisseur du piquage de tête n est plus que de 6 mm. La partie en acier carbone du piquage de tête présente une oxydation. A l intérieur du piquage se trouvent le dôme du régénérateur, contenant le réfractaire, le piquage, une soudure hétérogène, un cône reliant l élément à la suite de la ligne en inox, une chemise interne en inox, et de la laine réfractaire à l intérieur du piquage. L équipement est suivi annuellement par thermographie et aucune zone à problèmes n a été repérée avant le percement. Cependant, une thermographie effectuée avant 2007 révèle que le calorifuge s arrêtait à la zone en inox. Suite au remplacement du té, le calorifugeur est descendu jusqu au dôme. Le piquage en acier carbone, qui ne devait pas être calorifugé, l a donc été. La laine retrouvée dans la chemise n avait en outre pas la densité suffisante pour refroidir la paroi. Cette configuration a généré une oxydation à chaud et un phénomène de fluage. Le piquage de tête a été remplacé. Suite à cette avarie, des schémas de calorifuge seront réalisés sur l ensemble des équipements à parois froides, afin de connaître l état des remises en place de calorifuge suite aux arrêts. A quelle température de service la partie corrodée était elle soumise? Alexandrine JAILLET La température était environ de 700 C à 750 C. Néanmoins, il est difficile de la connaître avec certitude, d autant plus que la mauvaise densité de la laine empêchait un bon refroidissement par l extérieur. L ensemble des standpipes a été inspecté mais aucun autre ne présentait une telle perte d épaisseur. La dégradation a donc bien porté sur le piquage de tête. Nous avons eu un cas similaire de calorifuge poussé trop loin sur des transitions entre parois froides et chaudes, ce qui a également occasionné des incidents. Les personnes chargées de calorifuger ont besoin d un plan pour savoir où s arrêter. Un problème se pose également sur les compensateurs de dilatation. Fissuration de la calandre d un rebouilleur d un splitter d essence Olivier NAVONE Total, raffinerie de Feyzin En 2010, un incident est survenu sur la calandre d un rebouilleur d un splitter d essence. L unité ne fonctionne pas de manière continue. Lors d une remise en service du rebouilleur, l exploitant a repéré une légère fuite au niveau de la soudure de la bride de corps de la calandre. A l ouverture du rebouilleur, un important dépôt a été constaté ainsi que des fissures. Une enquête interne menée auprès de l exploitant révèle que, jusqu à 18 mois auparavant, des essences de FCC traitées au mérox ont été soumises à l unité. Le mérox étant relativement sous dimensionné, l exploitant a identifié des entraînements de soude et a par conséquent cessé de soumettre les essences au procédé avant de les traiter. La calandre est en acier carbone non détensionné. De la vapeur arrive côté tube et des essences côté calandre. La pression de service est de 1 bar pour une température de 155 C. 50

54 Avant l ouverture de l échangeur, la fuite constatée est minime et se présente sous la forme d un goutte à goutte au niveau de la soudure. A l ouverture, un dépôt important est constaté, sur un tiers de la hauteur de la calandre par endroits. Des magnétoscopies ont été réalisées et ont révélées des indications linéaires au niveau de la soudure. Les dépôts sont principalement constitués de carbone, de fer, d oxygène de soufre et de sodium. Le sodium est le marqueur de la présence de soude restée dans les dépôts. L expertise révèle des fissures multiples sur le tronçon concerné, notamment sur le bord interne de la calandre. Les fissures sont intergranulaires, caractéristiques d un mode de fissuration caustique. La fissuration s est amorcée en paroi interne. Elle est intergranulaire et ramifiée, ce qui est caractéristique d une corrosion sous contrainte caustique. L embarquement de soude est confirmé par un dépôt de ph 14 à l endroit des fissures et également par la présence de sodium dans les dépôts et les fissures localisées au niveau des soudures de la calandre, zone de concentration de contraintes. Les examens réalisés permettent de conclure à une corrosion sous contrainte par la soude, conformément aux hypothèses de départ. L intégralité des soudures de la calandre a été contrôlée et seule la soudure concernée présentait des fissures. La légère pente de la calandre crée un point bas dans la zone où est apparue la fissure, et où les divers composants ont donc pu s accumuler. La soude, compte tenu de la température de service de l équipement, a ainsi entraîné la corrosion. Depuis l incident, l avis de l inspection est il imposé à l exploitant dans la gestion du changement de la raffinerie? Olivier NAVONE Depuis l incident, l inspection est informée des modifications de process et donne son avis. Nous avons progressé en la matière. Percement du fond d une colonne de fractionnement primaire de FCC Serge DUCREUX Total Provence Une colonne de fractionnement primaire de FCC a présenté une dégradation atypique, à l origine mécanique. La colonne est un équipement standard, d une pression de service de 3 bars pour une température de 500 C dans la zone touchée par l incident. L équipement se constitue d une virole en acier carbone de 22 mm d épaisseur, claddée en acier à 13 % de chrome, sur 1,5 mm. En avril 2010, le dysfonctionnement est signalé par des suintements. Une visite interne de l appareil révèle que les structures internes du bas de la colonne (poutres et auges) étaient intégralement désemparées. La virole présente quatre zones de défauts : sur la zone de fuite, une poutre support s est plantée dans la colonne, provoquant une entaille à bord franc de 90 mm sur 10 mm sur la face interne et se terminant en pointe côté externe une deuxième zone d impact se situe sur le raccordement de la tubulure d entrée de la charge des internes ont vibré contre le clad et l ont usé par frottement mécanique sur deux autres zones. La poutre à l origine de la fuite a traversé le clad et la virole, provoquant une perte de confinement. Par ailleurs, l on trouve des zones d usures liées au déplacement d internes dans le cône. La poutre a causé une entaille à bord franc sur la virole, se terminant en pointe vers l extérieur. Les zones d usures du clad, quant à elles, sont liées à la vibration des auges 51

55 sur la virole. Ces zones d usures ne sont cependant pas traversantes et, pour certaines, n ont pas entamé l intégrité de la protection chimique de l équipement. Les dégâts sont exclusivement mécaniques : aucune corrosion n a été trouvée pour expliquer l avancée de la poutre dans la matière. L expertise n a pas su faire la part entre l effet dynamique le choc initial du contact entre la poutre et la virole et l effet de vibration qui a dû aggraver l événement. En effet, en amont de la colonne se trouve la section réactionnelle du FCC. Le flux de charge s exerçant sur la poutre est donc important, tant dans sa position initiale que dans sa position désemparée. La configuration géométrique du bas de colonne a contribué à l apparition de tensions, le cône ayant coincé la poutre, ce qui a aggravé la situation. En effet, dans une colonne totalement cylindrique, la poutre aurait glissé jusqu au bas de la colonne, sans occasionner de telles dégradations. La visite a révélé que lors de leur dernier remplacement, les internes n ont pas été montés sur des trous oblongs, conformément à l usage, mais sur des trous ronds. Les dilatations ne pouvaient donc pas se résorber autant que nécessaire. L ensemble se trouvait probablement sous contrainte, ce qui peut expliquer la rupture de la boulonnerie. En outre, les éléments internes désemparés, construits en acier à 13 % de chrome, présentent tous une baisse importante du niveau de résilience, ainsi qu une forte augmentation des duretés. La rupture, liée à la résorption difficile de la dilatation, associée au mécanisme d endommagement par fatigue dû aux fortes turbulences de ce fond de colonne a probablement occasionné l incident, survenu quatre ans après le remplacement des internes concernés. En conclusion, même si le montage ne relève pas toujours du ressort des services d inspection, les conséquences d un mauvais montage peuvent être néfastes pour l équipement. La qualité des montages doit être contrôlée un minimum. Des phénomènes de corrosion pourraient ils expliquer la rapidité de la dégradation? Dans un milieu sulfurant, les vibrations et les frottements peuvent éliminer progressivement la couche de sulfure. Serge DUCREUX Aucun des éléments analysés n a présenté de signe de corrosion. Tous les indices nous conduisent à envisager une rupture mécanique liée à un vieillissement métallurgique. L équipe chargée du process n a t elle pas constaté de problème de fonctionnement? Serge DUCREUX Je pense que nous avons tous déjà constaté que des chutes d internes en bas de colonne ne l empêchent pas de fonctionner. Dans le cas présent, la disposition des internes à proximité de la tubulure charge et dans un milieu perturbé est cependant rarement rencontrée. Généralement, une zone jusqu au premier plateau permet d amortir les chocs. Suite à l incident, les services de l inspection se sont demandé s il n était donc pas possible de se passer de ces internes dans la colonne concernée. Avez vous redémarré l équipement? Serge DUCREUX Oui, l équipement a redémarré avec des éléments identiques mais neufs, et selon un montage permettant les dilatations et sur un run résiduel plus court que le run précédent. Lors du prochain arrêt, nous reviendrons à la charge pour supprimer ou configurer différemment ces internes, fortement soumis à la fatigue. 52

56 En combien de temps la poutre a t elle percé la virole? Serge DUCREUX Nous n avons aucune idée de la cinétique. La poutre peut être tombée plusieurs mois avant la constatation de la dégradation. La zone dégradée reste limitée. Il est difficile de l imaginer. Serge DUCREUX Nous avons retrouvé la poutre plantée dans la virole. Le cas est assez exceptionnel. Il arrive que des internes abîment des viroles, mais il est rare qu ils parviennent à la percer. L entaille est pourtant bien réelle. La colonne est elle donc moins résistante que l interne? Pourquoi ne pas faire l inverse? Serge DUCREUX Il s agit d interne en acier à 13 % de chrome. A partir du moment où le clad est lui même en acier à 13 % de chrome et que la virole est en acier carbone, l interne «gagne» contre la virole, d autant plus qu un effet de forme s applique car l interne est relativement acéré. D ailleurs, la poutre une fois retirée présentait toujours le même angle vif. Nous n avons pas réussi à savoir si la dégradation était due ou non à l effet dynamique (la vitesse et la pression d arrivée de la poutre contre la virole), mais la vitesse ne devait pas être excessive. Faut il ajouter des vérifications dans le plan d inspection suite à ce retour d expérience? Serge DUCREUX Pour l instant, nous n avons pas ajouté cet élément au plan d inspection. Nous l avons associé à une bonne pratique. La vérification du montage des internes est associée à l action du département technique. L inspection peut intervenir en tant que conseiller technique sur des aspects relevant du matériau, du montage, etc. Le cas reste en lui même relativement exceptionnel. L inspecteur qui constate des dégâts similaires se doit toutefois de les signaler. Serge DUCREUX En effet. Hormis des internes désemparés, un début de corrosion d interne, etc. est toujours signalé par le service inspection lorsqu il les constate. Fissuration d un piquage sur une ligne de vapeur François DUPOIRON En février 2011, une rupture est survenue sur une ligne à haute pression (110 bars) en service depuis La ligne était conçue pour supporter 517 C et 110 bars. Elle a été conçue en P11, en acier à 1,25 % CrMo selon la spécification Kellogg. Des piquages avec selles de renfort sont présents sur l ensemble de l installation. Les conditions de fonctionnement sont proches du design, à 510 C et 107 bars. La ligne de vapeur étant sur un 53

57 vapocraqueur, sa température varie dès qu un four effectue un décokage en ligne. L inspection a par ailleurs révélé des fissurations sur huit autres piquages de la ligne. Des travaux d inspections et de réparations ont été conduits sur tous les piquages avec selles de renfort par ressuage ou magnéto dessoudure. Des prises de réplique ont été effectuées et ont mis en évidence du fluage au voisinage des fissurations uniquement, et non sur le reste de la matière. Le fluage semble donc être survenu après la fissuration. Sept piquages ont été réparés. Le pot de purge, quant à lui, était fissuré alors qu il n est pas soumis à des contraintes de flexibilité. Le piquage rompu a été remplacé avec un té renforcé. Aucune autre fissuration n a été recensée. Un RBI classe l installation comme présentant un risque faible. Des prises de réplique effectuées en 2009 ne donnent aucune indication, mais il est possible qu elles n aient pas été réalisées aux bons endroits. ExxonMobil, co actionnaire du site, ne réalise plus de selles de renfort depuis La plupart du temps, les montages renforcés sont remplacés par des montages auto renforcés. Le montage concerné est donc réputé critique. La rupture s explique de deux manières différentes : hypothèse la plus plausible, un stress relaxation craking, autrement dit de la fissuration au réchauffage sur ce type d acier. Un détensionnement survient suite à un durcissement de la matière et à une relaxation des contraintes résiduelles de soudage, principalement dans des zones intergranulaires. Un fluage aurait suivi cette fissuration un fluage fragilisation, moins plausible. Les facteurs ayant contribué à la fissuration sont les suivants : un changement de température pendant les décokages un matériau à composition non favorable, dont le facteur J est de 270. Le traitement de revenu a en outre été réalisé à une température relativement élevée un montage avec renfort induisant des concentrations de contraintes importantes. Aujourd hui, la contrainte admissible du P11 a été réduite du fait du fluage. L EN n autorise pas les selles de renfort pour plus de 70 bars et 300 C. De plus, de nombreux guides ne recommandent pas l utilisation ni du P11 ni des selles de renforts au dessus de 35 bars ou 480 C. Les micrographies révèlent des dommages par fluage en bout de fissures exclusivement. Le P11 nécessite des inspections pour repérer d éventuels cas de fluage, par magnétodessoudure ou par ressuage et avec répliques dès heures de service. La localisation des inspections doit être soigneusement définie après l analyse des contraintes, ce qui implique une étude de flexibilité sur l installation réelle. En outre, à haute température et à haute contrainte, le P11 ne doit plus être utilisé. Le matériau ne doit pas non plus comporter de piquages renforcés. Il y avait peu de marge entre la température et la pression du design et celles pratiquées. Avez vous suivi les données d utilisation de l installation? François DUPOIRON Nous n avons pas dépassé de façon significative les limites d utilisation. Je trouve que les conditions d utilisation sont à la limite de celles pour lesquelles l équipement a été conçu. François DUPOIRON Certes, mais cette configuration est assez répandue. 54

58 Nous avons connu une expérience similaire, que nous avons attribuée à du fluage dans un premier temps. Il s est ensuite avéré que la fissuration était due à une contrainte anormale sur le piquage. Cela peut il également être le cas pour la situation présentée? François DUPOIRON L étude de flexibilité n a rien révélé en la matière. Il est classique de rencontrer ce type de problème sur des lignes en acier à 1,25 % de chrome présentant des soudures longitudinales ou du piquage. Sur un collecteur de vapeur, nous avons eu une expérience où les soudures du collecteur uniquement soumises à pression ne présentaient pas de problème. En revanche, sur des piquages soumis à des contraintes supplémentaires apportées par les lignes connectées, des fissures de fluage sont apparues. Ce type de problème peut être notablement aggravé si les supportages de lignes ne sont pas correctement réglés et maintenus. Blistering sur une tuyauterie d hydrogène usine (treat gas) Sylvain AUTHIER Notre politique est de considérer que l attaque à l H2S n est pas possible sur des tuyauteries en tube étiré sans soudure. En octobre 2010, des blisters ont été détectés sur une ligne de retour d hydrogénation vers une section amine. La ligne avait été remplacée pour cause de corrosion et des blisters sont apparus sur la nouvelle tuyauterie. Le flux provient de plusieurs unités de réacteurs d hydrogénation. La ligne mesure 10 pouces de diamètre et est en service depuis 40 ans à une pression de 8 bars et à température ambiante. De l H2S est présent sur la ligne du fait du processus d hydrogénation. ExxonMobil ne requiert pas de contrôle de fissuration par H2S humide sur des tubes étirés sans soudure, car la susceptibilité du matériau au phénomène est faible selon notre retour d expérience. Les analyses de la tuyauterie concernée ont révélé des blisters, et des contraintes résiduelles de formage importantes. L expertise note l existence d un HIC et relève que les blisters sont situés dans des zones de forte concentration d inclusions non métalliques. L expertise a également trouvé une soudure. Ainsi, lorsque les contrôles à l H2S humides ne sont pas requis pour les tubes étirés sans soudures, il faut être certains que les tuyauteries correspondent bien à ce profil. ExxonMobil n était pas en défaut? Sylvain AUTHIER Non, on ne voit absolument rien sur le tuyau concerné. 55

59 Oxydation à chaud petits piquages sur circuit reforming catalytique en 1,25 % Cr François CADORET ExxonMobil, Fos Un cas d oxydation à chaud sur des piquages de reformer survenu aux Etats Unis a déjà été présenté aux journées GEMER. Plusieurs affiliés du Groupe et nous mêmes avons vécu des cas similaires. Le reformer sur lequel nous avons constaté l avarie est un équipement classique composé de trois réacteurs et de tuyauteries en 1,25 % Cr pour résister aux attaques à l hydrogène. Il s agit de tuyauteries épaisses, joignant les fours et les réacteurs. L installation date de 1974 et fonctionne à une température de service de 500 C environ. Les tuyauteries ont un diamètre de 18 pouces (29 mm), et sont calorifugées. La dégradation constatée est une oxydation à chaud, sur un manchon soudé présentant des petits piquages. Le phénomène s amorce dès 2005 et est suivi par l inspection d un arrêt à l autre. La corrosion est très marquée et présente une forme caractéristique. L oxydation n est pas uniforme : la perte d épaisseur est plus marquée en pied de piquage, du fait de la consistance des oxydes. Ces derniers sont plus ou moins en contact avec l oxygène à cause des calorifuges. Des analyses poussées permettent de déterminer le point à partir duquel il est nécessaire de réparer la tuyauterie. Néanmoins, la réparation n est pas évidente car un traitement thermique est requis, dans une zone de soudure, ce qui génère des risques. L évolution de la dégradation est surveillée et une intervention surviendra sans doute lorsque l épaisseur critique sera atteinte. Il faut donc surveiller les petits piquages. Les problèmes rencontrés dans les fours peuvent donc se retrouver également à l extérieur de ceux ci. Sur une convexion sur chauffeur vapeur, une oxydation à chaud est apparue au bout de 35 ans. Il est possible de se faire piéger facilement et de ne pas remarquer ce type de dégradation. Rupture des pales d un ventilateur d aéroréfrigérant gaz Pierre AUSSIBAL Transport infrastructures gaz France (TIGF) TIGF est la filiale de Total opératrice de transports et de stockage de gaz sur le quart sudouest de la France, le reste du territoire étant couvert par GRT. Il a été constaté la rupture des pales d un ventilateur d aéroréfrigérant. L équipement fonctionne à une pression de service de 75 bars et à une température de 60 C pour un volume d aéroréfrigérant inférieur à 1 m 3. L aéroréfrigérant se compose de 200 tubes d un pouce long de 8 m et d un système de refroidissement par double ventilateur à pales en aluminium. L incident est survenu en février 2012, en période de pointe de soutirage de méthane (34 millions de m 3 par jour). Une première pale s est cassée et est restée coincée entre les grilles de protection du personnel et le faisceau, ce qui a entraîné la rupture de la deuxième pale et l arrêt du ventilateur. Les pales ont violemment heurté les tubes. La nappe inférieure, constituée de 50 tubes, a été choquée dans son intégralité et 5 tubes ont présenté des déformations importantes. Heureusement, ni perte de confinement et ni percement ne sont survenues. L avarie n a pas eu d incidence non plus sur les trois nappes supérieures de tubes. 56

60 L équipement rendu indisponible, les 50 tubes de la nappe ont été contrôlés par sonde MFL et IRIS, afin de trouver d éventuelles fissures. Sur les 45 tubes moyennement choqués, aucun problème n a été identifié. En revanche, les cinq tubes les plus déformés n ont pas pu être sondés au diamètre le plus adapté. Le prestataire ayant réalisé les contrôles ne s est d ailleurs pas engagé sur les résultats de ces cinq tubes. Par précaution, nous avons pris la décision de les boucher. Suite à l incident, nous avons procédé au ressuage des pales de cinq ventilateurs. Les pales de trois d entre eux étaient fissurées, et les aéroréfrigérants associés ont été rendus temporairement indisponibles. Les pales de l aéroréfrigérant sur lesquelles l avarie est survenue ont été remplacées et les grilles de protection ont été modifiées de manière à éviter que le problème se reproduise. Les examens visuels et macrographiques des pales ont confirmé que l amorce de rupture se situe sur des zones de contraintes importantes, à savoir en bout du moyeu du ventilateur. 10 % de la surface était oxydée, correspondant à une corrosion amorcée antérieurement à la rupture. Un examen micrographique confirme des décohésions intergranulaires sur la zone d amorce. La dégradation s est propagée de façon transgranulaire, ce qui laisse supposer qu une fatigue mécanique s est ajoutée au premier phénomène. Une pale fissurée mais non rompue a également fait l objet d un examen. La propagation transgranulaire n a en ce cas été constatée qu au voisinage de la zone fissurée. L examen conclut donc que la fatigue mécanique est bien à l origine de la rupture finale. Les analyses chimiques de l alliage d aluminium révèlent quant à elle que la nuance utilisée pour les pales était adaptée à l usage, mais leur résistance à la corrosion a été altérée par le mode d élaboration des pales, notamment lors de l extrusion. Enfin, l analyse des produits de corrosion révèle une présence significative de chlore, pour le moment inexplicable. Effectuez vous des lavages des ailettes à l eau? Cela pourrait expliquer la présence de chlore. Pierre AUSSIBAL Non, nous n effectuons pas de lavage à l eau. Nous n arrivons pas à nous expliquer cette présence de chlore. Y a t il un aéroréfrigérant à proximité ou un incinérateur? Pierre AUSSIBAL Non. Le flash avait principalement pour objectif d attirer votre attention sur des équipements qui ne font pas nécessairement l objet d un suivi et qui peuvent avoir des incidences non négligeables sur les installations. En conclusion, ce flash avait pour objectif d attirer votre attention et de vous alerter sur les conséquences que peuvent avoir la défaillance d équipements «mécaniques», qui ne font pas nécessairement l objet d un suivi par les services inspection, sur nos équipements sous pression. 57

61 jeudi 28 juin

62 Corrosions par sulfure d ammonium sur unités d hydrotraitement Prévention du mécanisme de dégradation Jean Luc THEMIOT Ineos Lavéra Il faut éviter que l eau de lavage utilisée sur les circuits effluents d hydrotraitements contienne de l oxygène ou du fer. Par ailleurs, il faut que le débit d injection d eau soit suffisant pour garder, en permanence, au moins 25 % d eau sous forme liquide. Dans les systèmes de lavage d aéroréfrigérants, la conception des points d injection est en outre extrêmement importante, ainsi que la symétrie du système. Il faut en effet s assurer que l alimentation en entrée et en sortie des aéroréfrigérants soit symétrique et équilibrée. Pour éviter les problèmes d érosion/corrosion, il faut également maintenir les vitesses entre 3 et 6 m/seconde pour l acier carbone qui peut être remplacé par d autres alliages (inoxydable, nickel, etc.). Cas 1 : Corrosion d une ligne en aval d aéroréfrigérants Sur l un de nos sites, à la sortie d un système d aéroréfrigérants, un incident s est produit en aval d un coude à 45 dans une section droite de la tuyauterie. Dans cette zone, les conditions de service sont de 18 bars, pour une température d environ 50 C. La concentration en NH 4 HS est de 4 à 5 % poids. L écoulement est diphasique, avec une vitesse gaz estimée à 2 m/s et liquide à 0,5 m/s, et une pression partielle d H 2 S de 2,5 bars. Cette installation n est pas équipée d un lavage permanent mais il est possible d y injecter de l eau à la demande quand les exploitants rencontrent des problèmes de bouchage, etc. Nous avons constaté un percement sur ce circuit, dans une zone extrêmement localisée en aval d un coude à 45. Suite à ce problème, nous avons étendu l inspection à l ensemble du circuit situé en aval des aéroréfrigérants, mais n avons pas rencontré de cas similaire. Sur ce service, il est normal de trouver de la corrosion localisée, par exemple au niveau des coudes, mais nous ne l avions pas anticipée dans cette zone de turbulence en partie droite. Dans ce type de circuits, nous préconisons donc de réaliser un scanner ou un quadrillage très serré de toutes les zones à risque de turbulence, tout en étendant ces contrôles en aval de tous les coudes, jusqu à environ dix fois le diamètre en aval de ces derniers. La corrosion se situe t elle à proximité d un coude? Jean Luc THEMIOT Oui. Elle se situe à environ 1 m derrière un coude à

63 Cas 2 : Corrosion de coudes d aéroréfrigérants sur hydrodésulfuration Sur notre site, nous avons également connu plusieurs incidents successifs, au sein d une unité d hydrotraitement équipée d aéroréfrigérants à coude, en acier carbone ce qui n est aujourd hui pas recommandé par l API. L unité d Hydrodésulfuration (HDS) a été mise en marche en 1979, avec deux aéroréfrigérants. En 1996, deux autres aéroréfrigérants ont été ajoutés à l unité. En 2006, un nouveau réacteur d une capacité beaucoup plus importante a été installé et le taux de désulfuration a été notablement augmenté afin de produire des carburants respectant les nouvelles normes. Le circuit concerné est situé au niveau de la section haute pression de l hydrotraitement (76 bars et une température d environ 130 C au niveau de la survenance du problème). Le système de lavage est équipé d une canne d injection, l eau employée est strippée, le circuit est symétrique, la concentration de NH 4 HS est située entre 2 et 3 % et la vitesse y est d environ 3 m/s. Dans ces conditions, il était donc difficile d imaginer l apparition de corrosions très violentes. Dans les aéroréfrigérants de première génération se trouvaient des coudes soudés avec une soudure entrée et une soudure sortie. Les nouveaux aéroréfrigérants ont quant à eux été installés en 1996, à une époque où les risques de corrosion étaient mieux connus. Il a donc été décidé à ce moment là de ne réaliser qu une seule soudure en sortie, légèrement éloignée des coudes eux mêmes obtenus par cintrage direct du tube. Après 27 ans de service, un premier coude a été percé en Tous les coudes ont ensuite été contrôlés, et 41 d entre eux sur 368 au total ont été remplacés. Le remplacement de l aéroréfrigérant a alors été prévu pour l arrêt d entretien programmé en En janvier 2011, un nouveau percement est constaté. 75 coudes sont alors remplacés. Tout indique que cette forte accélération de la corrosion entre 2006 et 2011 est due au changement de process de l unité. En augmentant le taux de désulfuration en 2006, nous avons en effet augmenté la dénitrification et donc la concentration de NH 4 HS. Trois mois après l inspection et la radiographie de 100 % des coudes, en avril 2011, un nouveau percement se produit. En réinterprétant la radiographie réalisée trois mois auparavant, nous avons alors constaté que la perte d épaisseur existait déjà, mais qu elle était lisse et donc difficilement repérable. Le contrôle radio n étant pas adapté, nous avons découpé l ensemble des coudes afin de les contrôler, mais nous n avons pas trouvé de dégradation similaire. En conclusion, l érosion est due à la mauvaise qualité des soudures de l aéroréfrigérant, et nous avons décidé de remplacer les quatre aéroréfrigérants en changeant également de métallurgie. Conclusion En conclusion, ce mode de corrosion par sulfures d ammonium qui est aujourd hui bien connu doit être pris en compte dans les plans d inspection avec un niveau de précision approprié (en aval des coudes, etc.). Echanges avec la salle Quelle a été la vitesse de corrosion? 60

64 Jean Luc THEMIOT Cela est difficile à dire car nous n avions jamais mesuré de corrosion jusqu à la survenance de l accident, même si on peut penser que cette corrosion est essentiellement due aux changements de conditions process à partir de Avez vous dû procéder au remplacement des mêmes coudes plusieurs fois? Jean Luc THEMIOT Dans des cas très rares, oui. Comment est il possible de changer les coudes? Cela est il coûteux? Jean Luc THEMIOT Les coudes sont relativement accessibles. Nous avons toutefois dû veiller à éviter les excès de pénétration lors des soudures des nouveaux coudes. Quelle a été la conséquence des fuites? Jean Luc THEMIOT Même si elles étaient très limitées et n ont pas eu de conséquences majeures d un point de vue sécuritaire, les fuites laissaient s échapper des produits dangereux, comme de l hydrogène. Avez vous corrélé les érosions avec les pénétrations? Jean Luc THEMIOT Les endroits de forte érosion se situaient toujours derrière une zone de pénétration excessive de la soudure. Chez Total, nous nous demandions comment se comporterait le duplex en service à l H2S humide. Nous avons donc préféré passer en nuance Incoloy 825 pour éviter tout doute. Chez Total, nous avons rencontré une défaillance en 2004 dans un hydrocraqueur, qui était due à une malfaçon de soudage sur acier duplex. De plus, un certain nombre de publications font état de défaillances au niveau de la jonction tube/plaque suite à des problèmes de teneur en ferrite. Dernièrement, nous avons également dû changer des aéroréfrigérants dans notre raffinerie d Anvers. Il nous reste à expertiser ces défaillances pour savoir quelle était la teneur du problème, qui se trouve vraisemblablement au niveau de la jonction tube/plaque. Dans les dernières unités que nous avons désignées, soit les teneurs en NH 4 HS sont inférieures à 4 % et nous utilisons de l acier carbone, soit nous passons en Incoloy 825, les aciers duplex ne sont plus utilisés en raison des précautions de soudage indispensables. 61

65 Avez vous modifié les spécifications concernant l excès de pénétration des soudures? Jean Luc THEMIOT Oui. Nous avions limité dans les spécifications la surépaisseur des soudures à 1 mm. Nous avons également réalisé des essais pour vérifier que la pénétration reste constante et minimale. Un contrôle par sondage a t il ensuite été réalisé? Jean Luc THEMIOT Non. Pour les nouveaux coudes, c était du 100 %. Qu en est il des coudes réparés? Jean Luc THEMIOT C était du 100 % également. Comment avez vous procédé? Jean Luc THEMIOT Au moment des réparations, nous avons utilisé la radiographie. Jean Christophe CINERELLI Au moment de la réparation, un certain nombre de coudes ont été recoupés et ressoudés en raison d excès de pénétration, ce contre quoi les soudeurs avaient été mis en garde. 62

66 Défaillance de surchauffeur de vapeur d un four de distillation atmosphérique Introduction Céline MAJOREL Une défaillance est survenue sur le surchauffeur de vapeur d un four de distillation atmosphérique. Un surchauffeur de vapeur fonctionne de la façon suivante : on introduit dans un four de la vapeur susceptible de contenir encore de l humidité. Cette vapeur est ensuite surchauffée jusqu à devenir sèche. La partie qui a subi une défaillance est le collecteur en sortie de vapeur surchauffée, ce qui a entraîné l arrêt d une unité en janvier 2010, car plusieurs tubes situés à proximité du collecteur s étaient fissurés. Les exploitants de la raffinerie ont alors décidé de remplacer les pièces endommagées afin de redémarrer l activité de l unité le plus vite possible. Toutefois, cinq semaines plus tard, le même problème est réapparu. Certaines dégradations sont survenues au niveau de la connexion collecteur/manchette et d autres au niveau de la jonction manchette/collecteur. Quatre tubes ont subi des ruptures par fissuration au niveau collecteur/manchette et deux autres ont connu une dégradation au niveau de la connexion tube/manchette. Il faut noter également qu une boîte presto avait été posée en 2009 à la suite d une dégradation passée attribuée à un mécanisme de fatigue mécanique. Par ailleurs, l expertise a permis de révéler l existence d une fissuration au niveau du coude, au pied d un cordon de soudure. Observations métallurgiques Au vu des vitesses mesurées dans le surchauffeur de vapeur et des premières pièces que nous avons reçues, nous nous sommes rapidement prononcés en faveur d un phénomène d érosion/corrosion. Les tubes défaillants au niveau de la liaison collecteur/manchette font apparaître une érosion/corrosion au niveau de la soudure. Nous avons également remarqué l existence d une dégradation progressive. Plus on s approche du collecteur, moins l épaisseur est importante. Pour les parties de tubes qui se sont désolidarisées de la manchette, nous avons réalisé un examen cartographique, ce qui a permis de mettre en évidence une rupture brutale. Comme les autres manchettes se sont séparées progressivement du collecteur par des mécanismes de fissuration, le flux ne passait plus que par deux tubes au lieu de huit, ce qui a entraîné une surcharge et donc une rupture brutale. Au niveau du collecteur, dont nous avons également reçu des pièces, nous avons remarqué une érosion/corrosion importante sur la face opposée d arrivée du flux, de l ordre de 2 mm par an. Il faut noter que les tubes datent de la construction de l unité et que ce type de dégradation n avait jamais été observé auparavant. Le collecteur, les tubes, les deux manchettes sont en acier carbone et le reste est en P11. 63

67 Au niveau de l arrivée des tubes, nous avons remarqué l existence de deux faciès complètement différents. Une partie n était pas dégradée et une autre était totalement corrodée au niveau de l arrivée. Nous avons donc supposé qu existaient des différences d écoulement, insuffisantes toutefois pour expliquer la fulgurance de la dégradation ainsi que sa répétition peu de temps après le remplacement des pièces dégradées. Examen du procédé Lors des thermographies, des variations considérables de température entre les tubes ont été constatées. Pour comprendre les raisons de ces différences, nous avons examiné le procédé de vapeur surchauffée. Nous avons remarqué que celui ci faisait appel à l injection d un quench d eau déminée, pour réguler la température. Dans la majorité des raffineries, ce quench est réalisé en aval du surchauffeur, alors qu il était ici réalisé en amont de celui ci. Nous avons donc assez rapidement conclu que cette configuration atypique pouvait entraîner les différences de températures des écoulements. Nous avons ensuite réalisé des simulations par Computational Fluid Dynamics (CFD) pour d une part, déterminer si, en injectant ce quench avant le surchauffeur de vapeur, il était possible de constater encore la présence d eau liquide en sortie du surchauffeur et d autre part, déterminer les différentes zones impactées potentiellement par l eau liquide. Après une première simulation réalisée sans quench, nous avons remarqué que les contraintes étaient peu importantes et réparties de façon homogène. Lors de la simulation avec injection de quench, nous avons remarqué que même si de l eau était injectée dans un environnement très chaud, l eau déminéralisée restait tout de même environ trois secondes dans la partie réactionnelle. Il pouvait donc encore y avoir de l eau liquide en sortie du surchauffeur. Cette eau se répartissait aux endroits précis où des problèmes d érosion/corrosion avaient pu être constatés. Origine de la dégradation Cette simulation permet d expliquer l existence d un phénomène de fatigue mécanique et de faciès totalement différents de l arrivée d un collecteur à une autre. Toutefois, elle n explique pas la rapidité de la dégradation. Divers prélèvements ont été réalisés, notamment pour déterminer le ph de l eau en aval du surchauffeur. Celui ci s élève à 13,5 alors qu il aurait dû être compris entre 9 et 11 pour ce type de chaudière. Nous nous sommes rapidement aperçus que la basicité de l eau était due à la soude, dont la présence s expliquait par un problème au niveau de l injection de soude réalisée en aval du dessaleur. L analyse de dépôts retrouvés après le collecteur a confirmé cette hypothèse, car de nombreux produits de corrosion y ont été retrouvés, comme du sodium en quantité très importante. Même à des concentrations faibles, la présence de soude dans le circuit endommage l acier carbone en raison des températures de fonctionnement élevées du surchauffeur. Les vitesses de corrosion de la soude même diluée sont ainsi très importantes. 64

68 Conclusions La cinétique des deux défaillances est directement imputable aux dysfonctionnements de la pompe d injection de soude qui se trouve en aval du dessaleur. Ce phénomène est dû à un problème d écoulement conjugué à un problème de corrosion. Même si les produits basiques ont été aujourd hui retirés du quench, des problèmes de fatigue thermique sont susceptibles de réapparaître. Echanges avec la salle Si le quench est injecté en aval du faisceau, la métallurgie de ce dernier devra être modifiée. Céline MAJOREL En effet. Nous avons été très surpris, lors de la réalisation des thermographies, de constater des écarts de plus de 200 C d un tube à l autre. Vous avez dit que les flux ne passaient que par deux tubes. Les autres étaient ils bouchés? Céline MAJOREL Non. Ils n étaient que fissurés, mais cela a tout de même entraîné une diminution des flux passant par les tubes endommagés, ainsi qu une concentration des flux sur les deux tubes restants, ce qui a provoqué une surcharge et une rupture de ces derniers. Une pompe avait été conçue pour injecter de l eau dans la soude mais le mouvement s est inversé. Est ce là la cause du problème? La pression de soude était elle suffisamment importante pour se mélanger à l eau? Céline MAJOREL Oui. Les deux pompes d eau et de soude étaient elles gérées par le même exploitant? Céline MAJOREL Oui. Ne s était il pas rendu compte de ce dysfonctionnement? Céline MAJOREL Si, mais il s était contenté de remarquer que la pompe ne fonctionnait pas correctement. Il n avait donc pas fait le rapprochement avec les défaillances rencontrées au niveau du surchauffeur. 65

69 Point d étape sur les programmes de recherche canalisations Introduction Didier CARON Centre de recherche et d innovation pour le gaz et les énergies nouvelles (CRIGEN), GDF Suez Je remplace Jean Grenier qui, à l origine, devait réaliser cette présentation. Cette dernière portera sur l avancement des travaux du projet inter compagnies pour l amélioration des techniques d inspection des canalisations de transport, 18 mois après le lancement de ces travaux. Le «plan de modernisation des installations industrielles» a été arrêté le 13 janvier Il comporte six thématiques dont l une concerne les canalisations de transport. Celle ci se décline en huit actions, dont l une consiste en la mise en place d un projet de recherche visant à identifier ou à améliorer les techniques d inspection pouvant être utilisées dans les canalisations de transport. Le projet de recherche a officiellement été lancé fin janvier 2011, en présence d un représentant de la Direction générale de la prévention des risques (DGPR). Il a été structuré en quatre thèmes : inspection des canalisations non inspectables par des racleurs instrumentés racleurs instrumentés évaluation de la sévérité des défauts et les cinétiques de leur évolution aptitude au service des canalisations présentant un désalignement angulaire longitudinal (ou effet de toit). Feuille de route L étude concernant les racleurs instrumentés a pour objectif d établir le «gap analysis» entre les technologies de racleurs existants, et de les confronter aux besoins des opérateurs. Il s agit également de mettre en place une méthodologie des performances réelles des racleurs instrumentés pour améliorer la maîtrise des prestataires d inspection et nos connaissances en la matière. Dans le cadre de la thématique concernant les canalisations non inspectables par racleurs instrumentés, il s agit de développer une méthodologie de gestion de l intégrité de ces canalisations, basée sur des mesures indirectes, y compris pour les traversées sous fourreau. On s intéresse également aux performances des techniques d inspection par ondes guidées, car il est important que nous connaissions les performances de ces techniques. Enfin, nous nous intéressons aux techniques de surveillance des fuites accidentelles. Dans la partie évaluation de la sévérité des défauts et cinétiques de leur évolution, nous réaliserons un travail sur : la connaissance des cinétiques de progression des défauts de type corrosion, qu ils soient d origine interne ou externe aux canalisations de transport 66

70 la mise en place d une méthodologie de détermination d une cinétique de progression d un défaut la mise en place de méthodologies de détermination d un intervalle de réinspection. Dans le dernier thème, qui porte sur les effets de toit, il s agit de travailler sur : la compréhension des conditions ayant conduit à l accident de SPSE en août 2009 l évaluation de la pertinence des modèles prédictifs pour déterminer les angles limites maximo acceptables pour une canalisation roulée soudée. Les participants Le JIP (Joint Industry Project) compte 14 participants, dont GDF Suez, GRT gaz, Air liquide France industrie (ALFI), Total SA, Total Raffinage Chimie, TIGF, un pool pétrolier représenté par SPSE et la DGPR qui subventionne et participe à une partie des travaux. Avancement des travaux Evaluation des outils d inspection et de leurs performances annoncées Dans le cadre de l évaluation des outils d inspection et de leurs performances annoncées, il s agit de capitaliser les connaissances existantes sur les outils disponibles et de croiser leurs domaines d application avec nos besoins (recherche de défauts de type perte de métal, enfoncements, griffures, etc. ; pour différents types de fluides comme les hydrocarbures, le gaz, etc. ; dans des conditions de température variables, etc.). Nous avons regroupé dans une même matrice l ensemble de nos besoins et avons interrogé des fournisseurs d outils d inspection, pour connaître la performance de leurs produits. Deux réserves peuvent toutefois être faites : Les 76 fournisseurs contactés n ont pas tous accepté de répondre ; les performances indiquées par ceux qui ont répondu ne sont que des performances annoncées, parfois en décalage avec les performances réelles des outils d inspection. Les informations données par les prestataires sont donc actuellement complétées grâce à une recherche bibliographique. Les configurations de canalisations non couvertes par les outils actuels, et sur lesquelles des améliorations sont envisageables, ont été identifiées. Parmi les points à améliorer, on trouve la recherche de défauts plans ou encore le dimensionnement des outils d inspection. Le rapport a été remis en mai Méthodologie d analyse des performances des pistons instrumentés Les performances annoncées par les fournisseurs d outils d inspection doivent être vérifiées, soit pour augmenter le programme de fouille si les performances sont dégradées, soit le restreindre si les performances obtenues sont meilleures que celles attendues. Cette vérification permet également de connaître les conséquences financières du choix de tel ou tel prestataire sur le programme de réparation élaboré. Une première étude a été réalisée dans ce cadre remise en décembre 2011 visant à identifier les points clés à mettre en œuvre pour décliner de façon opérationnelle une méthodologie d analyse des performances réelles des racleurs instrumentés. Nous nous sommes ici intéressés à ce que contenait l API 1163 ainsi que d autres documents et études menées dans ce domaine. 67

71 De cette étude, il est ressorti que pouvait être envisagée la déclinaison d une méthodologie opérationnelle d analyse des performances réelles des racleurs instrumentés, à partir de quatre points : une proposition de standards pour le reporting des indications par les prestataires d inspection une proposition d uniformisation des pratiques de caractérisation en fouille (mise en correspondance des indications rapportées par les racleurs instrumentés et les défauts constatés en fouille ; spécification des incertitudes liées aux outils de caractérisation) une prise en compte des variations de pression dans la canalisation, lors d une fouille permettant de caractériser un problème d enfoncement pour les alignements angulaires longitudinaux, une prise en compte des effets de la pression et proposition d un outil de caractérisation standardisée, avec une méthodologie et une procédure précise permettant de s assurer de l effet de toit réel rencontré dans une canalisation. Thématique «Inspection des canalisations non inspectables par voie interne et surveillance des fuites accidentelles» Méthodologie de gestion de l intégrité des canalisations inspectées par mesures électriques de surface Pour vérifier l intégrité des canalisations inspectées par mesures électriques de surface, nous avons proposé une méthodologie structurée en quatre étapes, selon un processus itératif, qui doit permettre de statuer sur l état de conservation et l aptitude au service de la canalisation inspectée par les mesures indirectes et de définir une échéance de réinspection : inspection préalable de la canalisation (découpage en zones homogènes vis à vis du risque d atteinte au métal de la canalisation, analyse environnementale, géographique, électrique, etc.) recherche des indications de défauts de revêtement analyse des résultats des excavations évaluation de l aptitude au service de la canalisation jusqu à sa prochaine inspection. Evaluation des performances des techniques d inspection par ondes guidées Le processus des ondes guidées consiste à envoyer une onde dans l épaisseur de la canalisation, de la faire propager le long de cette dernière et d obtenir une réflexion si l onde rencontre un obstacle. A l heure actuelle, il n existe pas de comparatif des différentes techniques d inspection. La limite des ondes guidées étant les distances d inspection, l Ecole centrale de Lyon a développé un système très basse fréquence, comblant ainsi une lacune du marché sur ce point. Il fonctionne entre 5 et 15 khz, alors que les outils classiques fonctionnent entre 30 et 70 khz, comme le Teletest. Un outil plus haute fréquence (150 khz) existe, développé par les Allemands, le Corrfinder. Un autre outil a également été testé : le MSS 30. L outil de l Ecole centrale de Lyon est intéressant car en fonctionnant à basse fréquence, il est possible de le projeter beaucoup plus loin. Comme la longueur d onde constitue l inverse de la fréquence, plus cette dernière diminue, moins la résolution est bonne. Ainsi, en envoyant les ondes très loin, on ne pourra constater que les défauts très importants, 68

72 Nous nous sommes intéressés dans le cadre de cette étude à trois types de revêtements : revêtement hydrocarboné revêtement polyéthylène revêtement époxy. Nous avons également étudié l impact de la présence d obstacles (coudes, etc.) sur le taux de détection des ondes et la possibilité d aller inspecter dans ou derrière des passages de murs. Nous avons établi une démarche standardisée pour l analyse des performances des ondes guidées, à partir du concept décliné dans l API Nous avons ensuite étudié pour chaque système son seuil de détection exprimé en pertes de section transverse, en fonction de la distance d inspection pour les trois types de revêtement. Par exemple, le Teletest, qui fonctionne entre 30 et 70 khz, possède un seuil de détection de 5 % de la section transverse, ce qui confirme le seuil annoncé par le prestataire. En prenant en compte le facteur humain, le taux de détection est de 64 %, alors que le générateur seul présente un taux de détection de 92 %. Après analyse, nous avons identifié qu existait un réel problème d identification des données par les prestataires d inspection. Outre le Teletest, cette tendance a été constatée chez tous les utilisateurs d ondes guidées, quel que soit l opérateur. Sur la maquette, avec le Teletest, il a été possible de trouver des défauts de 5 % de réduction de la section transverse à 5 m de distance pour une section droite revêtue hydrocarbonée. Pour une section droite revêtue polyéthylène, il est possible de monter jusqu à 10,5 m. Pour une section droite revêtue époxy, on peut monter jusqu à une douzaine de mètres pour un défaut de 5 % de la section transverse et, si on cherche des défauts de 12 % de la section transverse, jusqu à une vingtaine de mètres environ. La section transverse est la section située entre une étendue circonférentielle et une profondeur. Un défaut de 5 % de section transverse représente parfois l équivalent de 80 % de perte d épaisseur. Dans d autres situations, pour trouver un défaut qui ne soit pas aussi profond, l étendue de la corrosion doit être beaucoup plus importante. Un travail complémentaire est actuellement réalisé pour que, outre l alignement des résultats des différents types d inspection qui sont au nombre de cinq, l impact de ces seuils de détection sur la conclusion de l inspection soit connu. En outre, ce n est pas parce qu un prestataire utilisant les ondes guidées comme outil d inspection ne détecte aucun défaut qu il n y en a pas. Toutefois, il est possible de déterminer un intervalle de réinspection grâce aux éléments suivants : la connaissance du seuil de détection (par exemple de 5 %) ce à quoi correspond ce seuil pour la canalisation concernée (en fonction de la moyenne ou du maximum de la taille du défaut qui peut être rencontré dans celle ci) la vitesse de corrosion. Outre un générateur basse fréquence, l Ecole centrale de Lyon a développé un concept de dimensionnement des défauts rapportés par les ondes guidées. L institut de soudure britannique a lui aussi proposé un modèle permettant de dimensionner les indications rapportées à partir de l étendue circonférentielle et de la valeur du coefficient de réflexion. Ainsi, un défaut réel de 40 % peut être rapporté comme étant un défaut de 5 % de profondeur si son étendue circonférentielle est surestimée. La technologie de capteur devra donc être optimisée, en réduisant la taille de ces capteurs pour améliorer le focus et cette discrimination ce qui ne se fera pas avant cinq à six ans. Sur le plan du facteur humain, nous avons rédigé un guide des bonnes pratiques pour la mise en œuvre des inspections par les techniques d ondes guidées et leur interprétation. Il faut 69

73 également noter qu aux Etats Unis, un test de qualification des opérateurs a été mis en place. Par exemple, les opérateurs ondes guidées doivent passer le test avant de pouvoir réaliser des inspections sur les installations de Chevron. Où se trouve la boucle d essai? Didier CARON Au centre de recherche de GDF Suez. Quels outils privilégiez vous? Didier CARON A l heure actuelle, nous savons que nous n utiliserons pas le Wibe. Le GUL et le Teletest présentent quant à eux des performances assez proches. Le Corrfinder est intéressant pour les inspections de courte distance, et pour trouver des défauts cachés dans des massifs béton ou sous collier. Nous avons observé qu avec le Corrfinder, on pouvait trouver des pertes de section transverse de 2 %. Toutefois, comme on monte en fréquence, les ondes ne sont pas propagées très loin à moins d 1 m de distance. L intérêt du MSS même s il ne permet pas de focaliser est que la zone morte, au départ, est beaucoup plus courte qu avec le Teletest, le GUL ou le Corrfinder. En termes d outil informatique de traitement, les plus avancés sont le Teletest et le Wavemaker. Le Corrfinder est intéressant pour les zones cachées à courte distance. Le taux de section transverse permet de connaître une moyenne mais pas la profondeur d un défaut. Didier CARON En effet. Depuis quelques années, des efforts importants ont été produits dans ce domaine en matière d outils numériques. On peut citer par exemple le modèle suivi par l Institut britannique comparant deux systèmes de simulation numérique. En utilisant le coefficient réflecteur et l extension circonférentielle, il est possible de connaître la profondeur d un défaut. A partir de 30 degrés d extension circonférentielle, cette méthode est efficace. De quels types sont les défauts que vous avez créés sur votre banc d essai? Didier CARON Les défauts créés sont les suivants : des défauts usinés à profil franc ou à profil doux de section transverse entre 2% et 15%. Nous en avons créé plusieurs le long de la circonférence pour mesurer la capacité des outils à les discriminer. Nous avons également fait passer le Teletest et l outil de simulation numérique sur une canalisation de transport, dans laquelle il y avait un cratère pits de profondeur 40 % de l épaisseur pour vérifier les capacités en dimensionnement des outils. Y avait il une circulation de fluides dans votre banc? Didier CARON 70

74 Non. Les résultats présentés ce jour ont été obtenus dans des conditions favorables (épaisseur des canalisations, diamètre réduit, etc.). Il faut préciser qu en cas de présence d obstacle, comme un coude, le signal est tellement perturbé que le prestataire ne sait pas l interpréter. Il sera donc possible d examiner la première partie du coude, mais difficile de déterminer la présence d une corrosion derrière un coude. La présence d un bloc béton est elle aussi susceptible d entraîner des perturbations du signal, car l entrée et la sortie du bloc pourront être interprétées comme des défauts. Toutefois, avec le Corrfinder, il sera possible de repérer des défauts situés sous le bloc béton. D autres techniques permettent de repérer l existence de défauts sous le bloc béton mais ne permettent pas de distinguer un type de défaut d un autre. Même si les outils par ondes guidées ne permettent pas de se passer des racleurs instrumentés et des autres techniques d inspection, ils peuvent être utiles dans certains cas spécifiques. Quand un outil par ondes guidées ne relève pas de défaut, peut on se fier à ses résultats? Didier CARON Quand l outil ne relève pas de défaut notable, cela ne signifie pas forcément qu il n y a pas de défaut. Il se peut en effet que les défauts n aient pu être détectés, car situés en dessous du seuil de détection de l outil. Il faut alors prévoir une réinspection, en adaptant la configuration de l outil. Il faut également veiller à prévoir des intervalles de réinspection économiquement acceptables. Si une inspection doit être réalisée tous les trois mois, par exemple, cela n est pas acceptable. Pour les canalisations non inspectables par racleurs instrumentés, deux outils ont été mis sur le marché, Explorer 2 et Tigre. Ils sont intéressants car ils peuvent fonctionner sans pression, et peuvent être introduits par un piquage en charge et escamotable, ce qui peut être un avantage dans certaines situations. Performances des techniques de détection de fuite et applications en zones sensibles Pour déterminer les performances des techniques de détection de fuite et applications en zones sensibles, nous avons réalisé un benchmark des différentes techniques de surveillance de fuites accidentelles qu elles soient directes ou indirectes et les paramètres clés concernant la mise en œuvre des deux types de méthodes. Thématique «Aptitude au service des canalisations de transport d hydrocarbures liquides présentant un effet de toit» Cette dernière thématique faisait l objet de deux work packages. Le premier concernait la compréhension des causes ayant conduit à l accident de SPSE en août Les travaux du JIP, sur ce point, ont été alimentés par les travaux menés par SPSE, au niveau de ses résultats d essais de fatigue sur anneau. La façon dont Penspen Integrity modélisait le nombre de cycles à défaillance d une canalisation présentant un effet de toit a également été prise en compte. Deux modèles prédictifs sont aujourd hui disponibles : un modèle prédictif du nombre de cycles à défaillance, proposé par Penspen Integrity 71

75 un modèle de détermination des désalignements angulaires longitudinaux maximoacceptables vis à vis d un critère de non amorçage. Nous avons réalisé un essai sur une capacité réelle en DN 450 présentant un effet de toit de plus de 20, que nous avons sollicité dans des conditions de pression précises, de manière à ce que le critère de non amorçage n indique pas l amorçage. Autrement dit, en modélisant le tube, nous avons défini les conditions de sollicitation de manière à ce que le critère de non amorçage ne soit pas dépassé. Nous avons réalisé des radiographies avant et après les essais, lesquels se sont terminés au mois de juin L absence d amorçage ultérieur et l absence de défaillance montrent que ce modèle est cohérent avec le modèle de nonamorçage. Par ailleurs, nous avons modélisé un essai sur un anneau présentant un désalignement angulaire et nous avons trouvé des résultats cohérents entre les deux modèles. Suite aux travaux de 2011, la rédaction d une méthodologie d analyse des performances réelles des racleurs instrumentés à destination de la profession est en cours. Nous proposons également une méthodologie de caractérisation en fouille des désalignements angulaires longitudinaux et des incertitudes associées, en tenant compte de l impact de la pression sur l angle des effets de toit mesurés. Au début du mois de mai 2012, nous avons lancé un travail sur l analyse de la criticité des traversées sous fourreau vis à vis du risque d occurrence d une corrosion, sur la base de données de construction (diamètre, nature du revêtement, etc.) et environnementales (possibilité de battement de nappe, présence de zones humides, etc.). Les résultats de ce travail seront présentés en avril En outre, nous avons lancé une importante étude préliminaire sur un modèle existant aux Etats Unis depuis Nous sommes donc en train de nous rapprocher des Américains pour essayer de comprendre leurs paramètres et connaître leur retour d expérience. Enfin, en 2012, sera réalisée une synthèse des connaissances sur les cinétiques de progression des corrosions internes et externes sur les canalisations de transport. Echanges avec la salle Le tube soudé hélicoïdal est il autant sujet à l effet de toit que le tube soudé longitudinal? Didier CARON Le problème est avant tout de pouvoir caractériser l existence d un effet de toit sur un tube. Or, il n y a actuellement pas de méthode standardisée le permettant. Une fois qu une méthode sera définie, les incertitudes sur cette question seront levées. A l heure actuelle, il est difficile de déterminer si un tube hélicoïdal présente des effets de toit. Parle t on bien de modèles angulaires longitudinaux? Didier CARON Oui. Le pipeline de SPSE, endommagé en 2009, était un tube roulé soudé. C est pourquoi nous avons travaillé sur ce type d équipement. Rien ne permet aujourd hui d affirmer que des tubes roulés hélicoïdaux sont susceptibles de présenter des effets de toit. Toutefois, des caractériseurs peuvent se tromper et indiquer l existence, par erreur, des effets de toit, ce qui est un autre problème. 72

76 Où peut on se procurer les rapports du JIP? Didier CARON Seuls les participants au JIP ont accès au rapport. Il existe une convention entre les participants au JIP d une part, et entre le JIP et l Administration d autre part. Dans cette deuxième convention, il a été convenu que les recommandations issues des différents travaux réalisés pourront être plus largement accessibles. Ces recommandations seront rédigées au second semestre 2013, voire au premier semestre Pour chaque thématique, un ensemble de recommandations seront émises, basées sur les enseignements tirés des différentes études. Le choix du prestataire sera t il conseillé, dans le cas des ondes guidées par exemple, qui est un sujet très complexe? Didier CARON D un point de vue juridique, nous ne pouvons pas nous permettre de «blacklister» certains prestataires. Dans le rapport de juillet 2012 seront précisés les domaines d application potentielle des différentes techniques d inspection étudiées par le JIP, en fonction des domaines de fréquences utilisés par ces techniques. De plus, dans le cas des ondes guidées, il ne faut pas oublier de prendre en considération le facteur humain, au delà du choix des outils dont certains présentent des performances identiques. Actuellement, il existe en effet d importants problèmes d interprétation des données fournies par les outils. Dans cette présentation, vous avez beaucoup parlé de techniques d inspection, alors qu il s agit au contraire de techniques de contrôle. Sans un inspecteur qui sait ce qu il cherche et avec quelle technique, la technique de contrôle seule ne peut pas donner de bons résultats. Derrière le terme «ondes guidées», se trouvent plusieurs techniques de contrôle, aux caractéristiques et aux champs d application différents. Didier CARON Tout à fait. C est pour cette raison que nous avons comparé les cinq techniques existantes. Ce projet de recherche a été lancé suite à l incident de la Crau, du 7 août Fin août 2009, l UFIP et l Union des industries chimiques (UIC) ont pris des engagements très forts, dont celui de lancer un programme de recherche. La DGPR a accepté d en financer une partie, pour un montant d environ euros sur trois ans. Didier CARON euros sont apportés en nature par SPSE, qui a offert au JIP les résultats de ses travaux. Si l on comptabilisait le coût des travaux menés par SPSE, le coût total du rapport s élèverait à environ 1,250 million d euros, alors que le budget maximal du projet est de euros environ. Il s agit donc d un effort réel. 73

77 Didier CARON Oui, mais cet effort doit être relativisé. Un projet visant à analyser les racleurs instrumentés, leurs performances, les outils de demain et l amélioration des dimensionnements sera lancé prochainement au niveau international, pour un budget de 4 millions de dollars. Pour avoir un impact, les résultats de l étude menée par le JIP doivent se traduire règlementairement, ce qui est en bonne voie. Les opérateurs ne suivent que les normes édictées par la règlementation, ou par des guides reconnus par l administration. Didier CARON Le JIP doit émettre des recommandations sur les quatre thématiques du projet de recherche, sur la base des travaux réalisés. Certaines sociétés développent des dispositifs d ondes guidées à poste fixe. Vous y êtes vous intéressés? Didier CARON Que ces dispositifs soient posés à demeure ou non ne change pas grand chose. Ce qui compte est la façon dont ils sont utilisés. Avant de poser un poste à demeure, il est important de savoir ce que l on cherche et à quel endroit. Il est également intéressant de connaître les fréquences de fonctionnement de l outil et ce que ce dernier peut détecter. D autres opérateurs ont développé un outil permettant de réaliser un key Hole, c est à dire une mini excavation, en introduisant un collier ondes guidées en fonds de fouille, de faire le tir, d enlever le collier et de refermer la fouille. Cela permet d augmenter le nombre de tirs. Selon moi, il faudra être attentif au développement futur des outils numériques, qui pourraient constituer une aide à la décision par rapport aux défauts et à leur dimensionnement. Vous avez dit que la part de l opérateur était très importante dans l interprétation d un résultat. Existe il, dans le domaine des ondes guidées, des qualifications ou des certifications? Didier CARON Il existe des qualifications, délivrées par les opérateurs eux mêmes, de leurs prestataires. Par ailleurs, un guide assez conséquent, adressé aux membres de la NACE, est sorti en mars 2012, sur les ondes guidées et leur interprétation même si cette deuxième partie ne semble pas très pertinente, d un point de vue technique. Chez Esso Fos, nous avons inspecté une canalisation de 34 pouces de diamètre, traversant une route et non raclable, par la méthode GUL, en y faisant descendre le docteur Allen luimême pour l interprétation. Nous avons cependant été déçus par les résultats de cette intervention. Nous avons pu toutefois profiter des excavations pour mener une inspection par US manuels et retrouver la corrosion au fil de l eau, caractéristique des bacs de brut. Didier CARON Dans certaines situations, les ondes guidées peuvent être intéressantes. Des études statistiques ont été menées aux Etats Unis pour les traversées sous fourreau. Ces études ont 74

78 démontré que quand existait une corrosion à l intérieur du fourreau, on trouvait également de la corrosion à l entrée du fourreau. Ainsi, certains opérateurs utilisent les ondes guidées pour déterminer si l entrée d un fourreau présente ou non une corrosion. Si c est le cas, ils savent qu un problème plus important peut se trouver à l intérieur du fourreau. Quels sont les liens avec les fabricants de matériel dans votre étude? Didier CARON Il s agit d une sous traitance. Dans le cadre de l étude menée sur les modèles numériques, j étais le chef de projet pour le compte du Pipeline Research Council International (PRCI). Il s agissait alors d une relation de chef de projet à un fournisseur d étude. 75

79 Contrôle non destructif épaisseur fond réservoir époxy Arnaud LEMAIRE Direction technique, Société des transports pétroliers par pipeline (Trapil) Le métier principal de Trapil est le transport des hydrocarbures liquides raffinés par pipelines, depuis les raffineries jusqu aux dépôts et certaines plateformes pétrochimiques. Nous sommes exploitants du réseau situé entre Le Havre et Paris, du pipeline Méditerranée Rhône et du réseau Oléoducs de défense commune (ODC), dont fait partie Francis Moriau. Nous réalisons également des prestations de surveillance de ligne ou de protection cathodique, sur des contrats de gestion industrielle pour d autres opérateurs, ainsi que des prestations d ingénierie pour tous les métiers connexes à l exploitation de pipelines. En outre, nous réalisons des prestations de racleurs instrumentés et d étalonnage. Nos trois réseaux représentent km de lignes. Au sein du réseau Le Havre Paris et du Méditerranée Rhône, on trouve des bacs de contaminats permettant de stocker nos mélanges et quelques dépôts tampons. Nous exploitons trois sites Seveso possédant de tels bacs. Bacs semi enterrés réseau ODC Le réseau ODC contient 96 bacs de stockage de capacité moyenne (entre et m 3 de capacité), semi enterrés. Construits pendant la guerre froide, ils ont en effet, à l origine, été recouverts de terre pour être protégés d éventuelles attaques. Ces bacs ODC ne sont pas soumis à la règlementation concernant les bacs aériens. Francis MORIAU ODC Nous avons mis en place des mesures palliatives pour s affranchir des essais sous pression obligatoires depuis un arrêté de Tous les cinq ans, nous réalisons un contrôle systématique des fonds de réservoir pour vérifier leur corrosion. Arnaud LEMAIRE Dans ces bacs semi enterrés, ne possédant donc pas de protection cathodique, il n y avait pas de revêtement à l origine. De plus, placés souvent au dessus de zones d eau, les bacs rencontraient des problématiques assez importantes de corrosion des fonds. Ces bacs en acier sont entourés d une structure béton puis recouverts de terre végétale. Le Service des essences des armées (SEA) possède des bacs de ce type. A l intérieur, on trouve différent types de revêtement : peinture époxy (monocouche d une épaisseur de µ) verre projeté (mélange de résine époxy et de fibre de verre hachée d une épaisseur de µ) stratifié verre résine ou mats de verre (application superposée et alternée de mats de verre et résine époxy) 2 mats (2 000 µ) ou 3 mats (3 000 µ). 76

80 Méthodes actuelles de contrôle des fonds Depuis un certain nombre d années, nous réalisons des cartographies des fonds des bacs avec des robots qui utilisent la méthode MFL par courant de Foucault. Après plusieurs passages de ces robots pour contrôler les zones, nous élaborons des rapports d inspection qui montrent, par tôle, le niveau de corrosion rencontré, grâce à des codes couleurs. Francis MORIAU Le problème de ces contrôles est qu ils sont qualitatifs et non quantitatifs. La société de contrôle nous donne un pourcentage de corrosion, avec une précision limitée. Quand, par exemple, on nous affirme l existence de plus d une centaine de points supérieurs à 50 % sur un réservoir de 32 m de diamètre (800 m 2 ), nous devons décaper le revêtement existant pour réaliser des contrôles complémentaires par US, et ainsi quantifier le défaut, pour pouvoir ensuite mettre en œuvre des réparations par soudure de pastilles ou de plaques, conformément à l API 153 et au CODRES. Il est dommage de détériorer ainsi un revêtement, d autant plus que les conditions de réparation du revêtement ne permettent pas d assurer une étanchéité aussi bonne que celle qu assurait le revêtement initial. Arnaud LEMAIRE Le revêtement a en effet une fonction très importante d étanchéité. Il peut parfois suffire à l assurer, même lorsque les tôles sont dégradées. Francis MORIAU Nous avons découvert des corrosions perforantes sur des zones qui n étaient pas détectables par la machine. Il existe en effet des zones mortes au niveau des soudures. Ce n est qu après décapage du revêtement que nous nous sommes aperçu de ces perforations. Cela montre que le revêtement avait suffi, dans ce cas, à garantir l étanchéité du réservoir. Les revêtements posent ils des problèmes pour l appareil de mesure, quand il y a de la fibre de verre? Francis MORIAU Cela ne pose pas de problèmes pour le contrôle MFL par courant de Foucault, car l entreprise nous garantit les données. Toutefois, cela fait échec aux contrôles US. Avez vous rencontré des cas de corrosion externe? Francis MORIAU Nous recherchons des corrosions externes (sous les tôles), car la corrosion interne a été contrôlée avant l application du revêtement, dans les années Auparavant, nous avions réalisé une cartographie complète des tôles de fonds, et réparé tous les cratères supérieurs à 3 mm sur une épaisseur de tôle de 6,5 mm. A l heure actuelle, toutes les corrosions internes sont donc passivées. Nous ne recherchons donc que les corrosions externes. La société qui effectue ces contrôles peut réaliser une discrimination entre corrosions internes et externes, ce qui est un avantage. Quel est le problème en matière d US? 77

81 Francis MORIAU Le problème est celui de la fibre de verre contenue dans ces revêtements, qui empêche les US de passer. De plus, s il n y a pas d adhérence du revêtement, les US sont inutiles. Or, certains revêtements (verre projeté ou mats de verre) ont une épaisseur comprise entre 3 et 4 mm, mais sont susceptibles de perdre de leur adhérence au cours du temps, contrairement aux revêtements époxy, dont l épaisseur est de µ et qui n ont, quant à eux, jamais présenté de problème d adhérence. Est ce parce que les revêtements ne sont pas posés de la même façon? Francis MORIAU L explication réside peut être dans le fait qu autrefois, avant d appliquer le revêtement, on utilisait un primaire d attente. Or, on sait que si la couche de primaire d attente est trop importante, la rugosité nécessaire pour l accroche du revêtement fait défaut. C est la raison pour laquelle nous ne mettons aujourd hui plus de primaire d attente. L avantage des bacs semi enterrés est que leur température varie très peu, contrairement à celle des bacs aériens. L inconvénient réside toutefois dans l existence de risques plus importants de corrosion. Dernièrement, nous avons remplacé trois fonds de réservoir présentant plus de 150 défauts dont le taux de corrosion était supérieur à 50 %. Pour cela, nous avons été obligés de réaliser une ouverture sur le côté du bac pour pouvoir faire entrer les engins et les plaques. Nous nous sommes aperçus que la tôle ôtée était comme neuve. A l intérieur, elle ne présentait pas de cratères importants, mais seulement une légère oxydation. Nous n avons en réalité jamais rencontré de problème de fuite au niveau de la robe, ni au niveau du fond, les revêtements en garantissant l étanchéité. Arnaud LEMAIRE Les limites de la méthode actuelle sont les suivants : des contrôles complémentaires sont nécessaires après le passage du robot afin de localiser précisément les défauts détectés les défauts sont dimensionnés en perte d épaisseur mais la mesure ne donne pas d indication sur la géométrie du défaut la précision de la mesure d épaisseur est d environ 0,5 mm et la résolution spatiale longitudinale de 15 mm les variations d épaisseur du revêtement époxy influencent la qualité de la mesure (variation du lift off). Développement du robot UT avec Alstom Inspection robotics Nous projetons de développer un robot équipé de palpeurs US, permettant de mieux cerner les défauts du point de vue de leur profil, pour en déterminer la criticité. Un autre objectif est d estimer des cinétiques de corrosion pour en évaluer la vitesse. Francis MORIAU Une première inspection sera réalisée prochainement par un prototype de ce robot. Les premiers résultats en atelier sur des plaques oxydées et revêtues sont toutefois concluants. Ce robot fonctionne il dans des bacs vides? 78

82 Francis MORIAU Oui. Toutes nos inspections sont réalisées dans des bacs vides. Après les premiers essais de ce robot, nous pourrons comparer ses performances avec ceux de la technique MFL. Arnaud LEMAIRE Les difficultés principales rencontrées lors du développement du robot UT concernent : le couplage à l eau des sondes les défauts d adhérence qui posent problème lors du contrôle le traitement du signal les variations d épaisseur du revêtement le fonctionnement du dispositif avec des revêtements armés. Les avantages de la méthode sont les suivants : une meilleure précision de la mesure une vitesse d inspection de 150 mm/sec (pour une résolution supérieure à 5 mm) la possibilité de régler la résolution spatiale entre 1 et 15 mm une baisse d influence sur les variations d épaisseur d époxy la possibilité de géolocaliser les défauts pour suivre leur évolution dans le temps. Sont en cours de développement : la mise en place de capteurs complémentaires par courant de Foucault pour distinguer les corrosions internes des corrosions externes le développement d une base robotique pouvant embarquer des mesures Non destructive (NDT) variées pour contrôler des soudures le développement de la navigation automatisée du robot permettant de mieux positionner les défauts relevés. Francis MORIAU Actuellement, des réglettes sont installées sur les tôles. En suivant ces réglettes, le robot se déplace tout seul et ne nécessite donc pas la présence d un opérateur. Toutefois, il faut à chaque fois changer les réglettes de position pour que le robot couvre l ensemble de la surface du réservoir. On peut imaginer que, dans le futur, le robot pourra naviguer tout seul au sein du réservoir grâce à des balises à faisceau laser, afin de diminuer le temps d'inspection du réservoir et être compétitif par rapport aux autres techniques. Il faut ajouter que la présence de sources d eau peut causer d importants problèmes pour les fonds de réservoirs. Certains réservoirs situés dans un même dépôt peuvent avoir des états de corrosion très différents suivant le lieu de passage de la source d'eau. Le cuvelage béton est il étanche? Francis MORIAU Le cuvelage béton est considéré comme étanche. Les réservoirs étant semi enterrés, leurs fonds se situent à environ 4 mètres sous le niveau naturel du sol, et leur sommet se trouve 3 mètres au dessus de ce niveau du sol. La structure du réservoir est elle en béton? Francis MORIAU Oui. 79

83 Contrôlez vous la corrosion du béton? Francis MORIAU Non car nous n'avons pas accès au béton.d'un côté il y a la terre et de l'autre la tôle. Nous avons pu constater l'état du radier sur les trois réservoirs dans lesquels nous avons remis des tôles neuves sur l'ensemble du fond. Le radier béton est sain, pas de fissures. Des analyses géométriques sont elles menées dans ce réservoir? Francis MORIAU Non. Le cuvelage béton a t il été conçu pour être capable de supporter la charge, ou a t il été posé avant de réaliser le cuvelage métallique? Francis MORIAU La tôle a été installée avant le cuvelage béton. Le cuvelage béton reprendrait il toute la charge si la tôle était enlevée? Francis MORIAU Oui, certainement compte tenu de l'épaisseur du béton (25 à 30 cm). Le cuvelage béton est il étanche? Francis MORIAU On ne peut l'affirmer mais on peut le supposer. Pourquoi vouloir réparer un fond si le cuvelage est étanche? Francis MORIAU Le produit (Kérosène) pourrait migrer. On ne peut garantir à 100 % l étanchéité d un cuvelage béton. Arnaud LEMAIRE De plus, des coffrets métalliques situés au niveau des pieds de poteaux ont déjà présenté des signes de corrosion. Votre critère d acceptation d épaisseur de fond varie t il en fonction du type de revêtement posé? Francis MORIAU L API 653 définit une épaisseur restante de tôle minimum en fonction du type de revêtement et de l'épaisseur initiale de la tôle. Nous appliquons cette règle. 80

84 Guide DT 91 de spécification technique de robinetterie moulée Jean Christophe CINERELLI Ineos L objet du guide DT 91 fait suite à la problématique de «moulées non conformes» et de vannes Rigau. Suite à celle ci, les donneurs d ordres ont revu leurs spécifications. A la demande des robinetiers, l UFIP et l UIC ont décidé de lancer la rédaction d un guide prenant en compte cette problématique, liée à : des défauts de fonderie de mauvaises caractéristiques de résilience des problèmes de résistance à la corrosion des problèmes de réparation. Le groupe de travail a été animé par Emmanuel Allart. Les participants étaient Richard Akema, Jean Alain Seki de Rhodia. Nous avons également reçu l aide de deux experts corrosion, François Dupoiron, Lionel Renaud d Arkema et moi même. Lors de cette présentation, je vous présenterai rapidement chaque chapitre du guide, et la façon dont nous avons répondu à la problématique des vannes Rigau. Objet et domaine d application Dans la partie «objet», nous n indiquons pas que la spécification a pour objet de répondre à la problématique des vannes Rigau mais que cette spécification précise «les exigences minimales relatives à la fabrication et au contrôle des pièces moulées de robinetterie». Nous avons décidé de nous limiter à certaines nuances de pièces moulées : en aciers au carbone en aciers au chrome molybdène en aciers inoxydables austénitiques Les pièces concernées par le guide ont été précisées. Il s agit : des corps et chapeaux des robinets, des clapets et des filtres des corps, buses et arcades des soupapes de sûreté. Documents de référence Un tri important a été réalisé dans les deux documents de référence existants pour les pièces moulées de robinetterie, un standard ASTM, l ASME B16.34 et son pendant européen, l EN Nous sommes finalement arrivés à deux documents de base, la B16.3 et l EN , et avons également retenu quelques standards ou normes attachées pour la partie contrôle destructif. 81

85 Terminologie Dans la partie terminologie, nous avons introduit la notion classique de numéro de coulée, présente dans toutes les normes. La problématique est ici qu à partir d une coulée, il est possible de réaliser plusieurs dizaines de vannes. Ces vannes sont introduites dans un four pour y subir un traitement thermique. Or, nous nous sommes aperçus qu en fonction de la charge du four, de la répartition des vannes dans le four, de leur diamètre et de leur épaisseur, les traitements thermiques peuvent être très différents. Nous avons donc introduit une notion de lot, le «lingot échantillon», pour permettre une certaine homogénéité des traitements thermiques, et de réaliser avec ces échantillons des essais destructifs et non destructifs. Exigences générales Une notion d exigences générales a été introduite pour la résilience des pièces moulées, ce qui a constitué le problème principal dans le cas des vannes Rigau. A partir de certaines normes, notamment le standard ASME B16.34, la valeur de garantie est implicite. Cela signifie que sans essai, on garantit la résilience à 29 C. Quelle que soit la norme respectée EN ou ASME B16.34 et la métallurgie même inox, nous avons estimé que des essais devaient être réalisés. Les robinetiers rencontrent la problématique suivante : en fonction des sites, la température minimale d étude n était pas la même. Après avoir interrogé l ensemble des plateformes pétrolières et pétrochimiques de France, nous avons remarqué que la température minimale d étude était de 15 C. C est pour cette raison que nous avons exigé que des essais soient réalisés à 15 C. Matériaux concernés Dans les matériaux concernés, on trouve les aciers carbone en nuance européenne et en nuance ASME. On trouve évidemment les grades WCB, WCC, des aciers LCB et LCC. En chrome molybdène, on est restés sur 1,25, 2,25 et 5 %. Pour les métaux d apport austénitique, nous avons évoqué le 304, 316 et 347. De nouveaux matériaux pourront être rajoutés par une modification ultérieure du guide. Exigences spécifiques pour la composition chimique Nous avons traité le problème de la composition chimique, qui a une influence très importante sur les caractéristiques de résilience des pièces moulées. François DUPOIRON Plus un matériau contient de carbone, moins sa résilience sera bonne. Une même constatation peut être faite pour la concentration en manganèse d un matériau. Le ratio était indiqué dans plusieurs livres de l ASME, entre autres, et a été validé par l ensemble des mesures que nous avons réalisées. Nous avons laissé dans le guide l exigence d un carbone 82

86 inférieur à 0,25 %. En réalité, quand le taux de carbone est inférieur à 0,2 %, les résultats sont encore meilleurs. Les taux maximums de soufre sont ils indiqués dans le guide? François DUPOIRON Oui. Cependant, nous nous sommes aperçus que pour ces types de matériaux normalisés, l incidence du soufre était faible. Les professionnels des aciers moulés ont de grandes compétences techniques en matière de moulage, mais maîtrisent parfois mal l aspect métallurgique. Traitement thermique Jean Christophe CINERELLI Le traitement thermique est fondamental pour la structure finale et les caractéristiques de résilience des pièces moulées. Or, nous nous sommes aperçus que ce traitement thermique était parfois mal réalisé, voire pas réalisé du tout. Dans le guide, nous avons indiqué que la charge du four doit laisser suffisamment d espace pour permettre une libre circulation de l air chaud autour des pièces. Nous avons également indiqué quel type de traitement devait être appliqué pour obtenir telle ou telle structure, en fonction des différentes nuances. Les standards ne sont pas très clairs sur la nécessité et la façon de procéder à un nouveau traitement thermique d une pièce après la réparation de celle ci. Nous avons donc introduit dans le guide des règles en la matière. Par ailleurs, nous avons précisé que «pour les aciers ferritiques, les réparations avec un métal d apport austénitique ou base nickel pour s affranchir d un traitement thermique ne sont pas autorisées». Contrôles non destructifs (CND) Quelle que soit la norme respectée EN ou ASME B16.34, le matériel commandé n est contrôlé qu à la demande de l acheteur. Nous avons introduit trois classes de sévérité : standard (visuel) qui correspond à la standard class de l ASME B16.34 et de l EN moyenne équivalent de la special class de l ASME B16.34 et de l EN haute. Nous avons de plus introduit une troisième zone particulière, qui n est pas prise en compte dans les deux normes, le raccordement du coude sur le fût. Chacun reste toutefois libre, en fonction de son process et de son fluide, d affecter une classe à la vanne commandée. Chaque industriel peut définir ses propres règles. Elimination des défauts réparations par soudage Dans le guide, nous indiquons les conditions de réparation par meulage. Les règles de soudage y sont également indiquées, ainsi que les contrôles appropriés pour chaque type de réparation. 83

87 Résilience Le niveau minimum de résilience ne doit pas être inférieur à 27 J, comme requis par la DST. Dans certains cas, la norme exige que le niveau minimum de résilience soit plus important. Nous exigeons également qu un lingot échantillon soit disponible. Nous rappelons également que le client se réserve le droit de réaliser des essais complémentaires sur les pièces de robinetterie. Contrôle de la microstructure des aciers inoxydables Nous avons introduit cette notion de contrôle de la microstructure des aciers inoxydables pour diverses raisons : le coût des matériaux prime parfois sur leurs performances, au détriment de la qualité du produit final le traitement thermique est parfois mal réalisé. C est pour ces raisons que nous avons introduit l exigence d un contrôle de la microstructure, permettant de vérifier si la structure finale est conforme aux attentes du client. Résistance et allongement Dans sa partie «résistance et allongement», le guide rappelle simplement que les valeurs requises par la norme ou le standard doivent être vérifiées sur chaque lot. Marquage Nous nous sommes aperçus qu il était souvent difficile de connaître l origine d une pièce moulée. Nous avons donc exigé que chaque pièce de fonderie porte de manière indélébile l identifiant de la fonderie et non pas du fabricant qui peut posséder plusieurs fonderies, du numéro de coulée, du numéro de lot le cas échéant, la nuance du matériau et les éventuels marquages liés aux CND. Documentation Dans le chapitre «documentation», nous avons indiqué le minimum de documentation que devait recevoir le client, via le robinetier, afin de connaître l origine du produit et les étapes de sa fabrication. Il faut enfin préciser que le guide est rédigé en anglais et en français. Utilisation du guide Le guide a été présenté à un syndicat professionnel de robinetiers, dont les commentaires ont été pris en compte. Nous avons également présenté le guide à deux revendeurs. Face aux 84

88 réticences de ces derniers, nous avons dû leur expliquer qu ils étaient la cause des dysfonctionnements qui ont présidé à la rédaction du guide. A l heure actuelle, peu de donneurs d ordre imposent les exigences du guide dans leurs conditions d achat, ce qui profite pour l instant aux robinetiers. Suites de la rédaction guide A l avenir, le guide sera très certainement révisé, suite aux retours d expérience de sa première application. Echanges avec la salle Ce guide a déjà été mis en œuvre dans un certain nombre de commandes. En fonction de la connaissance que le donneur d ordre a du fabricant et de la confiance qu il lui accorde, il est possible de relâcher quelque peu les exigences imposées à ce dernier. De plus, certains donneurs d ordre possédaient déjà des exigences proches de celle du guide. Le marché est mondial et il est basé sur les normes de l API. Si nous n arrivons pas à influencer l API (American Petroleum Institute) et l Organisation internationale de normalisation (International Organization for Standardization ISO), l effet de ce guide sera limité. A plus long terme, un travail de normalisation devra être réalisé. Toutefois, à l heure actuelle, la qualité moyenne des vannes semble s améliorer. Jean Christophe CINERELLI Je suis d accord. Cette amélioration de la qualité des vannes est imputable à l ensemble des professionnels, ne serait ce que par le travail de sélection des fondeurs qu ils ont réalisé. Il a ainsi été possible d identifier les fonderies capables de répondre aux exigences par exemple en matière de résilience. Entre 120 et 130 fonderies ont été testées sur ce point, et nous avons constaté que la majorité des fonderies respectaient aujourd hui ces exigences, alors qu elles n étaient que très peu à le faire auparavant. 85

89 Présentations par les administrations Thomas BLATON Bureau de la sécurité des équipements industriels (BSEI), DGPR, Ministère de l Ecologie, du Développement durable et de l Energie Lors de cette présentation, nous réaliserons un point sur les canalisations de transport, sur la réforme anti endommagement qui concerne les travaux réalisés à proximité des réseaux, et sur les équipements sous pression. Canalisations de transport En matière de canalisations de transport, je vous propose d aborder deux sujets : la poursuite de la réforme des textes encadrant ces canalisations un point sur le retour expérience obtenu entre 2007 et Poursuite de la réforme des textes sur les canalisations de transport Le décret multifluide est applicable depuis le 4 mai Dans ses dispositions, ce décret impose notamment la mise en cohérence des seuils (autorisations, études d impact, enquêtes publiques) et l application du droit commun en matière d études d impacts et d enquêtes publiques aux canalisations de transport. Ont également été mises en cohérence les dispositions relatives à ces canalisations avec celles applicables aux installations classées, notamment en matière d instruction d autorisation. Ainsi, les projets d arrêtés d autorisation seront désormais présentés aux Conseils départementaux de l'environnement et des risques sanitaires et technologiques (CODERST). Il sera par ailleurs possible d inscrire des prescriptions dans les arrêtés d autorisation et de prendre des Arrêtés préfectoraux complémentaires (APC). L autre point fort de cette réforme est l application d un régime de responsabilité environnementale sans faute pour les canalisations de transport. Auparavant, il était nécessaire de prouver l existence d une négligence ou d un manquement imputable au transporteur pour entraîner sa responsabilité. De véritables servitudes d utilité publique seront créées autour des canalisations de transport et seront basées sur les zones de danger. Il faut également noter qu une frontière basée sur des critères techniques a été instaurée entre les régimes de transport et de distribution. Ces critères sont : la pression (si elle est supérieure à 16 bars, la canalisation sera soumise à des dispositions équivalentes à celles applicables aux canalisations de transport) l association d une pression supérieure à 10 bars et d un Diamètre nominal (DN) supérieur à 200. Suite à ce décret, l arrêté multifluide du 4 août 2006 modifié fin 2010 devra être modifié. Nous ignorons si cette mise à jour se fera via la prise d un nouvel arrêté ou si l arrêté du 4 août 2006 sera modifié en lui même. Nous tâcherons dans tous les cas de conserver la 86

90 structure actuelle de l arrêté (numéros d articles, etc.). Parmi les principales évolutions de l arrêté, on peut citer : les modalités de fixation des servitudes d utilité publique les modalités relatives aux analyses de compatibilité la refonte complète de l article 5 consacré aux études de dangers le regroupement de toutes les dispositions relatives aux canalisations existantes dans un seul article l intégration des règles parasismiques pour les tronçons de la classe dite à «risque spécial» la révision des aménagements. Pour la prise en compte du risque sismique, nous distinguons le risque normal du risque spécial. Les règles parasismiques relatives aux tronçons à risque normal seront intégrées dans un autre arrêté, qui concernera, outre les canalisations de transport, d autres équipements. En matière de révision des aménagements, le décret multifluide prévoit des possibilités de dérogation pour des familles de canalisation (par exemple : les canalisations d hydrocarbures âgées de plus de 20 ans). Les aménagements spécifiques à une canalisation propre seront quant à eux rendus possibles par l arrêté. Les dispositions de l arrêté multifluide de 2006 restent applicables, à condition de ne pas être contraires aux dispositions du décret multifluide. Comme prévu par l article 19 3 de l arrêté multi fluide, les mesures compensatoires physiques prévues par les études de dangers des canalisations existantes doivent être mises en œuvre avant le 15 septembre 2012, pour des tronçons à proximité desquels se trouvent des enjeux humains. Il faut également rappeler qu une circulaire, en cours d élaboration, définira les modalités d application du décret multifluide, pour toutes les questions relatives à la maîtrise de l urbanisation. Retour d expérience des années Entre 2007 et 2011, nous avons recensé 121 fuites soit en moyenne 24 par an, quatre ruptures totales, quatre accidents avec victimes ayant entraîné un décès et sept blessés, sept accidents avec inflammation et 44 fuites avec pollution accidentelle. Les trois quarts des fuites ont eu lieu sur la partie linéaire des canalisations de transport et un quart sur les installations annexes. Près de la moitié de ces fuites est liée à des problèmes de corrosion interne ou externe, 17 % à des travaux ou à des chocs de véhicules dans des installations annexes, 9 % à des soudures, 5 % à des défaillances d installations annexes, 2 % à la foudre, 2 % à des problèmes divers et 5 % dont les causes restent inconnues. De ce retour d expérience, nous constatons premièrement une augmentation du nombre d accidents sur les canalisations de transport depuis 2006, alors qu ils avaient fortement diminué lors des années antérieures. Deuxièmement, les causes de ces fuites évoluent les problèmes de corrosion deviennent de plus en plus importants. Troisièmement, les résultats français en la matière se situent dans la moyenne européenne, même s ils sont légèrement sous cette moyenne en matière de transport de gaz. En conclusion, il faut faire preuve d une grande rigueur en matière de conduite et de surveillance des canalisations, ce qui doit se traduire par des Plans de surveillance et de maintenance (PSM) adaptés et appliqués, pour anticiper et maîtriser les effets du vieillissement des canalisations. Point sur la réforme anti endommagement 87

91 La réforme anti endommagement entrera en vigueur le 1 er juillet Le guichet unique Le guichet unique se constitue d un site internet recensant tous les réseaux implantés en France (gaz, eau, électricité, télécommunications, etc.), qui représentent au total une longueur cumulée estimée à 4 millions de km. Plus de exploitants sont enregistrés dans ce guichet unique, ce qui représente environ 90 % du réseau linéaire. A partir du 1 er juillet 2012, le guichet unique sera ouvert. Les maîtres d ouvrage et les entreprises de travaux ont l obligation de le consulter avant d engager des travaux. Les exploitants ont commencé à enregistrer les zones d implantation dans le guichet unique. Ces enregistrements devront s achever avant le 1 er juillet Calendrier Un projet de décret modificatif de la réforme anti endommagement est déjà en cours. Deux expérimentations ont été lancées dans les communes d Orléans et de Perpignan, visant à tester au sein de plusieurs chantiers les nouvelles dispositions de la réforme antiendommagement. Ces expérimentations ont contribué à mettre en avant un certain nombre d imperfections. Le décret modificatif relativement restreint dans ses dispositions ne remet aucunement en cause les grands principes de cette réforme et devrait être pris en juillet Un projet d avis sur les modalités pratiques de la période transitoire est également en cours de signature. Le guide technique est achevé et son arrêté de reconnaissance est en cours de signature. La norme, rendue obligatoire par l arrêté du 15 février 2012, a été homologuée le 27 juin 2012 et son arrêté de reconnaissance est donc également en cours. La réforme anti endommagement s appliquera dès le 1 er juillet Au 1 er janvier 2013, les sanctions nouvellement prévues par la réforme seront applicables. Au 1 er juillet 2013, les résultats des investigations complémentaires devront être pris en compte dans la cartographie des réseaux. Au 1 er janvier 2017, une attestation de compétences sera rendue obligatoire pour les personnels intervenant sur les chantiers et encadrant les projets, ainsi qu une certification pour les prestataires intervenant en matière d investigations complémentaires et de relevés topographiques. Au 1 er janvier 2019, sera rendu obligatoire le géoréférencement des fonds de plans et de tracés pour les réseaux dits «sensibles» (gaz, électricité, matières dangereuses, etc.) en milieu urbain et au 1 er janvier 2026 pour les zones situées hors unités urbaines. La mise en application de cette réforme sera accompagnée par l Observatoire national DT DICT. De nombreuses actions de formation et de sensibilisation seront également menées en régions. Equipements sous pression Pierre SAJOT Chargé des équipements sous pression, BSEI, DGPR, ministère de l Ecologie, du Développement durable et de l Energie Lors de cette présentation relative aux équipements sous pression, je vous exposerai les évolutions règlementaires aux niveaux européen et français, le plan de modernisation et la révision de la circulaire n

92 Evolutions règlementaires aux niveaux européen et français Les textes européens relatifs aux équipements sous pression sont actuellement en pleine évolution. En matière d équipements sous pression transportables, une nouvelle directive 2010/35/UE a été adoptée en Elle reprend les dispositions de la directive 99/36/CE et n apporte donc de modification ni sur le fond, ni sur le champ d application du texte. Elle élimine toutefois les contradictions qui existaient entre les règles européennes et les règles internationales en matière de transport de matières dangereuses. Elle intègre le nouveau cadre législatif (règlement 765/2008/CE, décision 768/2008/CE) et vise à améliorer l efficacité du dispositif en introduisant, notamment, des obligations pesant sur les opérateurs économiques. La directive a été transposée en droit français par un décret pris en Conseil d Etat le 28 juin L arrêté du 3 mai 2004 est nécessaire pour réglementer le contrôle périodique des équipements sous pression transportables qui n ont pas été réévalués Pi. Cet arrêté réglemente également l utilisation et l entretien de tous les équipements transportables. Cette révision a donc pour objet de simplifier le texte et d aligner les dispositions de l arrêté sur celles de l Accord européen relatif au transport international des marchandises dangereuses par route (ADR). Le projet d arrêté a été présenté à la Commission centrale des appareils à pression (CCAP) qui a rendu un avis favorable le 15 mars Des consultations sur les règlementations techniques ont également été nécessaires au niveau européen. Cet arrêté est actuellement en cours de signature. Les équipements sous pression fixe sont concernés par deux directives. La première est la directive 97/23/CE du 29 mai 1997 dont les dispositions doivent être alignées sur le nouveau cadre législatif (New Legal Framework NLF), mais également sur celles du règlement Classification, Labelling, Packaging (CLP) qui traite des substances. Cette directive a été retirée du paquet législatif visant à procéder à cet alignement suite à des interférences avec la directive Seveso en matière de CLP. La Commission réalise actuellement une étude d impact sur l alignement avec le règlement CLP. La deuxième est la directive sur les récipients à pression simple 2000/905/CE, qui fait elle aussi l objet d un alignement sur le NLF. Comme il s agit d une directive relativement ancienne, des ajustements ont été nécessaires pour les modules. Ceux qui ont été retenus pour cette nouvelle version sont les modules B, C1, C2 et C. Ce projet de texte a été adopté par la Commission en novembre 2011 et est en cours de discussion au Parlement et au Conseil. Il sortira vraisemblablement en fin d année Au niveau national, un projet d arrêté sur les canalisations de vapeur et d eau surchauffée existe. Ce projet concerne principalement les réseaux de chauffage urbain mais également les industriels. Il s appuie sur l arrêté multifluide et reprend les dispositions pertinentes de l arrêté du 6 décembre 1982 actuellement en vigueur. De plus, le texte prend en compte la question du vieillissement, par des dispositions concernant les canalisations de plus de 30 ans. Les modifications de ce texte entraîneront un abaissement des seuils et introduiront de nouvelles exigences, notamment pour le suivi en service. Enfin, à la manière de l arrêté multifluide, il sera également fait référence à sept guides professionnels pour les éléments suivants : la conception et la construction la pose les épreuves les Systèmes d information géographique (SIG) les plans de maintenance et les plans d intervention les accessoires non standards les interventions. 89

93 L arrêté du 15 mars 2000 a été modifié en début d année 2011 pour mettre en œuvre le plan de modernisation des installations industrielles et introduire la notion de réévaluation périodique. Il est pleinement applicable depuis le 1 er décembre A l occasion de cette modification, des précisions ont été apportées sur les modalités d intervention des services d inspection. L obligation d élaborer une liste des équipements sous pression a également été introduite dans l arrêté. La modification portait également sur les valeurs d épreuve des équipements vapeur. En raison du retard pris avec l'alignement de la directive 97/23/CE sur le NLF, ni la révision de l arrêté du 15 mars 2000 ni celle de la circulaire du 15 mars 2000 ne sont prévues. Un certain nombre de guides professionnels ont fait l objet d une reconnaissance par le ministère, dont le Cahier technique professionnel (CTP) sur les équipements ignifugés. Le CTP concernant les sphères sous talus est en cours de révision par le BSEI, pour prendre en compte les opérations nécessitant un détalutage. Le CTP réservoirs graphites est, quant à lui, en cours d instruction. Les Documents techniques (DT) 82 et DT 95 ont été approuvés en Par ailleurs, le BSEI a supprimé l obligation de demander à la DREAL l autorisation de réaliser un essai par émission acoustique. Il est toutefois demandé de déposer la procédure d essai à l organisme au moins deux mois avant la réalisation de cet essai. Trois annexes sont également en cours d élaboration : l annexe inox composite deux annexes échangeurs. Suite à une demande de l Association française des gaz comprimés (AFGC), le BSEI a pris une décision, en 2012, concernant la dispense de vérification intérieure de récipients de stockage en acier carbone contenant certains fluides (notamment le propylène, le butène, le propane, le butane, l isobutane, etc.). Le plan de modernisation Sept axes avaient été prévus en janvier 2012 pour le plan de modernisation. En janvier 2012, le guide sur le contrôle des tuyauteries a été approuvé. Pour prendre en compte l aspect environnemental, les guides DT 32 et DT 84 doivent être révisés. Pour la réévaluation périodique, les mesures de maîtrise des risques ne doivent pas être prises en compte pour effectuer le recensement de ces équipements. Enfin, en matière de tierce expertise de plans d inspection, une instruction a été transmise aux DREAL. La révision de la circulaire n La révision de la circulaire n a été jugée nécessaire pour prendre en compte le retour d expérience des auditeurs, afin d améliorer le texte, de le compléter et de préciser certaines de ses exigences. Cette révision concerne le corps de la circulaire et son annexe. Elle était également nécessaire pour prendre en compte la révision de la norme Dans le projet de révision de la circulaire n 32510, un point nous posait problème, celui de la liste des accessoires sous pression. 90

94 D autres points étaient problématiques. Nous attendons avec impatience la nouvelle mouture de ce texte pour échanger avec le BSEI sur ce sujet. Les professionnels seront ils consultés sur le guide de notabilité des interventions de l Association pour la qualité des appareils à pression (AQUAP)? Pierre SAJOT Le guide est en cours de révision. Le BSEI souhaite cependant l élaboration d un guide unique pour prendre en compte les interventions. Par expérience, l élaboration d un guide unique représente un travail d au moins deux années. 91

95 Utilisation technique phased array sur chaudière Description et historique du site concerné Franck CLEMENT Total RC Lors de cette présentation, je vous parlerai d une usine d ammoniac dont le fonctionnement se rapproche par certains points, de celui d une usine de raffinage. J évoquerai la technologie d US phased array, permettant de remplacer la radiographie. Pour la présenter, j utiliserai l exemple d un tube de chaudière, au sein d une usine de GPN à Grandpuits. Une usine d ammoniac utilise la technique de steam reforming, c'est à dire qu elle «casse» du CH4 pour en retirer de l hydrogène. L usine produit de la vapeur et utilise d importantes machines tournantes. Chaque usine d ammoniac contient une grande chaudière (85 t de vapeur, 120 bars en pression de service, 540 C) composée d un ballon, d évaporateurs de parois et d un certain nombre de surchauffeurs quatre dans le cas de l usine de Grandpuits, servant à atteindre la pression et la température de service nécessaires. Dans le cas de l usine GPN, la chaudière date de la création du site. Elle contient notamment un faisceau vaporiseur composé de 256 tubes, qui suivent la paroi de la chaudière et sont connectés à des collecteurs situés en bas et en haut de celle ci. La chaudière a été bien entretenue au cours de sa vie. En 1984 et en 2004, deux surchauffeurs ont ainsi été remplacés. En 2011, au moment du grand arrêt de l usine, il était prévu de remplacer une deuxième fois le surchauffeur secondaire. En avril 2010, un premier accident d exploitation s est produit. En raison d une vanne mal fermée, de l acide chlorhydrique s est déversé dans de l eau déminée. L activité de l usine a alors été interrompue et une campagne exhaustive d endoscopie a été lancée notamment dans les circuits hauts. N ayant rien remarqué après avoir réalisé l ensemble des contrôles d épaisseur, nous avons décidé de réaliser une passivation, sur les conseils d un tiers. Apparition et explication du phénomène Le 16 décembre 2010, l ouverture d une «porte» s est produite au niveau d un tube, ce qui est assez rare. Nous avons donc tenté d expliquer les causes de ce phénomène de dégradation. Ce phénomène peut se produire également dans les chaudières à eau où la pression est supérieure à 70 bars. Le faisceau d évaporateur a deux côtés : un côté flamme et un côté extérieur. Le côté flamme contenait un dépôt important, alors que le côté extérieur n était pas du tout abîmé. Côté flamme, le problème s expliquait par l absence de décapage. La magnétite était de mauvaise qualité, avec un mauvais accrochage. Dans l interstice métal magnétite, un phénomène de corrosion secondaire s est formé, produisant de l hydrogène. Cet hydrogène, à partir d une 92

96 certaine température et d une certaine pression, a produit une HTHA. La dégradation rencontrée est due à la rencontre entre l HTHA et les circuits hauts. A quatre mois de l arrêt, dans l optique de changer le surchauffeur et des tubes de four de reforming (composés de magnétite et de nombreuses soudures), nous avons été confrontés à un problème de temps pour réaliser les remplacements et les réparations d une part, et les radios nécessaires d autre part. Intervention C est CNIM Babcock le constructeur de la chaudière qui a réalisé l intervention. Il avait alors travaillé avec l Institut de soudure pour mettre au point des technologies de contrôle des soudures, de type phased array. La construction et l installation avaient été réalisées en se basant sur les exigences de la NFE code de construction européen de fabrication des générateurs de vapeur, et de l arrêté du 15 mars Pour que le remplacement du contrôle radiographique par le contrôle US soit accepté par l Organisme habilité (OH), nous avons insisté sur le fait que le contrôle US respectait les critères définis dans les codes. Nous avions également réalisé des comparaisons des résultats obtenus par ultrasons et par radiographies sur des échantillons. L intervention n a pas été facile, en raison d accès très difficiles aux installations et de conditions de cadence très élevées. Suite aux essais, nous avons retenu la technologie de type phased array en pulséco?, avec un enregistrement sectoriel de la position des capteurs, et un enregistrement du contrôle ce qui permet ensuite de réaliser un deuxième contrôle, à la différence d un contrôle US manuel. Ce procédé permet également de passer dans des endroits très restreints. La principale différence entre la radiographie et les US est que la première sera beaucoup plus fiable dans le cas d assemblages volumiques (soufflures, inclusion de tungstène, etc.). Les US seront quant à eux beaucoup plus fiables dans le cas de collages. Or, dans le cas de l usine de Grandpuits, les défauts de l assemblage étaient davantage des défauts plans, alors que les défauts volumiques n avaient que peu d importance pour le maintien en service de la chaudière. La technique phased array est beaucoup plus sensible aux micro collages et aux effets de désaccostage. Les premiers jours, nous avons rencontré des défauts importants au niveau des soudures réalisées, et nous avons dû passer à trois passes sur le type d assemblages afin que l intervention soit mieux maîtrisée par les soudeurs. Retour d expérience A l heure actuelle, nous n utilisons plus aucune source radiographique, ce qui permet d améliorer la sécurité les incidences des ondes radiographiques étant relativement méconnues. D un point de vue technique et interventionnel, nous avons observé une réduction significative des délais de production et d inspection, ainsi qu une augmentation de la probabilité de détection des défauts plans, par rapport à la radiographie. Avec la technique de phased array, l exhaustivité des données est respectée. Enfin, pour des petits diamètres ou pour les rénovations de petits appareils, la technologie phased array est aujourd hui une technologie sûre, à condition de respecter les critères des codes américains. Elle offre ainsi une bonne méthode de substitution à la radiographie. 93

97 Echanges avec la salle Sur les 500 soudures, combien avez vous dû en radiographier? Franck CLEMENT Nous avons réalisé, sur l ensemble des contrôles effectués, 5 % de radiographies, en cas de difficultés d accès ou d indisponibilité du contrôleur. Les assemblages contrôlés sont ils essentiellement composés de tubes tubes, où y avait il également des tubes/coudes? Franck CLEMENT Il y avait essentiellement des tubes/tubes. Dans le cas du contrôle de tubes/coudes, le contrôle effectué à proximité du coude doit être en encodage manuel. Parfois, les tuyauteurs sont opposés à cette technique de phased array, car la précision de cette technologie est telle que davantage de défauts sont relevés. Ils ont également des réserves quant aux dimensions et aux assemblages dans lesquels il est possible d appliquer cette méthode. Il est possible d utiliser cette technique pour des tubes dont le diamètre est inférieur à 4, voire 5 mm. Faut il respecter les exigences de l ASME B31.3? Non. Celles de la B31.1. Franck CLEMENT Tous les chantiers ne s y prêtent pas. Il faut de plus énormément insister sur la qualité de la préparation du contrôle par phased array. La NFE et l EN n imposent pas de contrôle de compacité en dessous de 4 %. 94

98 Retours d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures Jean des DESERTS UFIP Le plan de modernisation a été officiellement lancé le 13 janvier Déjà, lors des journées GEMER 2010, Jean Luc Baoudour avait présenté le guide d entretien, de maintenance et d inspection des réservoirs aériens cylindriques, le DT 94, qui a été reconnu par la DGPR en octobre Indice de criticité Un logisticien, nous l appellerons entreprise «BAC» dans la suite de l exposé, a décidé en 2010 de revoir ses procédures pour mieux maîtriser le vieillissement de ses réservoirs. Pour ce faire, il a élaboré des cahiers des charges reprenant les différents points du guide DT 94 (contrôles géométriques de la verticalité/rotondité/nivellement, contrôle géométrique interne des bacs, méthode de calcul de la criticité des bacs, barêmage et relevé pour sondes de niveau, inspection, contrôle et essais hydrostatiques des bacs). Le plan de modernisation présente des bénéfices au niveau organisationnel (meilleure anticipation des contrôles, nettoyages mieux organisés, meilleur pilotage des travaux, etc.). La maîtrise des coûts peut donc s en trouver améliorée. Par ailleurs, il semble que la criticité réelle ait pu être réduite. Comme le logisticien BAC s est rendu compte que l EEMUA 159 n était pas toujours adaptée à son propre stockage, une expérience a été réalisée sur les bacs dont il assure la maintenance à partir d une méthode définie en interne. Le but était ainsi de comparer la méthode EEMUA 159 et la méthode interne de cet opérateur. Il existe six indices de criticité, allant de 0 à 5 5 étant le niveau de criticité le plus important. La criticité de l ensemble des bacs dont le logisticien BAC assure la maintenance a été mesurée entre 2009 et Il a été observé au cours de cette période une baisse significative du nombre de réservoirs ayant un indice de criticité élevé, malgré un vieillissement des réservoirs. Cette évolution favorable est due à la réalisation de travaux, d inspections, etc. L exploitation de certains bacs a de plus dû être interrompue, en raison de leur mauvais état. Une comparaison des deux méthodes conduit à signaler tout d abord que l EEMUA nécessite de recueillir beaucoup plus de paramètres (60 en tout) que la méthode définie par l opérateur. Il existe également des divergences d interprétation entre les deux méthodes (caractère positif ou négatif d un fonds convexe). La méthode de l opérateur, à la différence de l EEMUA 159, considère que le gaz et le fioul sont plus corrosifs que l essence. A méthode de l EEMUA n accorde quant à elle aucune importance aux toits flottants et écrans, ni à leurs conséquences potentielles sur la robe du bac. Enfin, dans l EEMUA, les mesures d épaisseur 95

99 du fond, du toit et de la robe sont des données centrales, alors que son importance est parfois secondaire dans la méthode définie par le logisticien. En conclusion, l opérateur BAC considère que la méthode définie en interne est adaptée à un parc de bacs complexe, même si des mises au point de la méthode sont nécessaires. Le taux de corrosion par défaut lui a semblé parfois trop pénalisant dans l EEMUA. L opérateur a toutefois intégré des modifications dans sa méthode, en examinant notamment la criticité des durées de vie pour chacune des viroles, le fond et le toit. Retour d expérience d un producteur d électricité Ce retour d expérience est celui d un producteur d électricité qui utilise parfois des produits pétroliers, et possède donc des bacs d hydrocarbures. Il a été présenté lors d une formation organisée par l UIC à la Maison de la chimie, sur l application de l arrêté ministériel n 1432 du 3 octobre Pour se mettre en conformité avec cet arrêté ministériel, l opérateur qui possède une quarantaine de bacs a décidé de dresser un plan de maintenance central à partir du DT 94, décliné ensuite en plusieurs plans de maintenances locaux. L opérateur a constaté principalement des corrosions (toits, robes, bordures annulaires, etc.). Certains toits laissaient apparaître des trous, certains génies civils ne permettaient pas l écoulement des eaux de pluie, des massifs étaient fissurés et des problèmes d assises rencontrés. Les soudures robe/fond ont été vérifiées et les tôles de fond soumises à des contrôles acoustiques. Sur l un de ses sites, ce producteur d électricité possède une turbine à gaz qui brûle du fioul domestique, en le calorifugeant. En enlevant ce calorifuge, des pertes d épaisseur extrêmement importantes ont été observées. Pour réparation, du Belzona a été répandu. Le responsable de l entretien du site, désireux de réinstaller un calorifuge, s est vu opposer un refus de la DREAL à bon droit, puisqu il s agissait de fioul domestique. En raison de ces problèmes de corrosion, l utilisation de certains réservoirs a par ailleurs dû être interrompue. 96

100 Nouveaux guides (DT 95 fragilisation de revenu ; DT xx ESP soumis à la flamme) DT 95 fragilisation de revenu Jean Luc THEMIOT J évoquerai brièvement un guide nouvellement reconnu et concernant les modalités de requalification périodique des équipements soumis à la fragilisation de revenu, suite à un passage à la CCAP le 15 mars Objectifs du guide Ce guide s applique en particulier aux aciers faiblement alliés au chrome, qui sont souvent choisis car ils résistent bien aux hautes températures et à l hydrogène à chaud. Toutefois, ce type d acier peut être l objet d un phénomène de fragilisation de revenu, qui provoque une chute de leur résilience à froid. Ce phénomène pose un problème important lors de l épreuve hydraulique de requalification périodique. Ce guide est destiné aux services d inspection reconnus par le guide DT 84. Il s agit d un guide d application de l annexe 4.4 du guide DT 84, qui indique qu il est possible de substituer à l épreuve de requalification d autres moyens d inspection, dans le cas d une «famille d équipements pour lesquels l épreuve : créerait un risque important du fait d un problème technique lié à la température d épreuve telle qu une résilience très basse et une faible ténacité du matériau [ ]». Le DT 84 précise expressément que c est le cas des «aciers faiblement alliés susceptibles de fragilisation réversible ou irréversible de revenu». Domaine d application Depuis la dernière révision du guide DT 84, il faut lui associer un guide professionnel pour pouvoir bénéficier de la disposition inscrite en son annexe 4.4. Le champ du guide DT 95 concerne les équipements soumis à requalification périodique ainsi qu au risque de fragilisation de revenu. Le dossier présenté en application de ce guide doit donc justifier que l équipement est susceptible de fragilisation de revenu. C est notamment le cas des aciers 2 ¼ % Cr, utilisés au début des années Ces équipements peuvent être installés en particulier sur des unités : d hydrotraitements de craquage catalytique en lit fluidisé de reformage des essences de reformage d hydrogène de production de vapeur haute pression. Fragilisation de revenu Généralités La fragilisation de revenu est liée au fonctionnement prolongé dans un domaine de température de 350 à 600 C. Sous l effet de la température, des impuretés le phosphore 97

101 notamment sont expulsées vers l extérieur, jusqu aux joints de grains. Il se forme alors des zones d hétérogénéité locales susceptibles d entraîner une décohésion de la matière et d altérer les caractéristiques mécaniques du matériau à faible température. Ce phénomène peut être partiellement réversible, par une opération de régénération de l acier pratiquée à une température de 600 C, difficilement envisageable sur un équipement installé sur un site industriel. A l heure actuelle, il n existe pas de CND adapté, permettant d affirmer de façon fiable que tel ou tel équipement est ou non fragilisé. En pratique, deux méthodes existent : analyser la chimie des matériaux employés y compris les métaux d apport ce qui n est pas facile à réaliser, et constitue de plus une méthode peu fiable réaliser des mesures de résilience, ce qui nécessite, pour être fiable, de disposer des coupons témoins pour chaque assemblage, pour chaque partie de l équipement considéré. Dispositions constructives Les équipements concernés par la fragilisation de revenu sont la plupart du temps installés sur des unités et des services critiques. Pour la construction de ces équipements, on a en général appliqué des contrôles conformes aux exigences de la catégorie A du Code de construction des appareils à pression non soumis à la flamme (CODAP). Quand cela était réalisable, des coupons témoins ont été mis en place à l intérieur des équipements neufs afin de pratiquer des essais destructifs et d évaluer l évolution de la fragilisation du matériau. Modes de dégradation potentiels Ce guide vise à éviter l épreuve sur des équipements dans le cadre du guide DT 84. Les équipements concernés sont donc supposés disposer d un plan d inspection approprié. Le guide DT 95 rappelle toutefois les principaux modes de dégradation, qu il est intéressant de prendre en compte lors de la réalisation du plan d inspection de ces équipements. Les différentes dégradations recensées par le guide sont celles qui peuvent survenir en période de service normal. Le guide évoque également les modes de dégradation potentiels en cas d arrêt de l équipement ou de sa maintenance. Retour d expérience Le guide contient un paragraphe retour d expérience, lequel prévoit que si des nouveautés apparaissent concernant ce type d équipements, le guide est susceptible d évoluer. La substitution à l épreuve de requalification périodique Les chapitres 9 et 10 du guide précisent les conditions dans lesquelles l épreuve ne doit pas être réalisée. Le chapitre 9.1 prévoit l analyse de l équipement, afin de vérifier si l épreuve de requalification périodique est ou non risquée pour ce dernier. Il est prévu que cette analyse soit communiquée à l organisme auquel la requalification sera confiée, au minimum deux mois avant la date de la requalification. Dans le cas où les données ne sont pas suffisantes pour évaluer la sensibilité à la fragilité de revenu ou si la température minimale de pressurisation est supérieure à 70 C et donc trop élevée pour réaliser une épreuve hydraulique, les dispositions du chapitre 9.2 sont applicables. Le guide n est pas applicable aux équipements récents respectant les dispositions du décret du 13 décembre 1999, dont le risque de fragilisation a été pris en compte lors de la fabrication. De même, le guide s applique aux équipements fragilisés par les conditions de 98

102 service, et non pas en raison des conditions de leur fabrication. Des opérations de soudage mal réalisées peuvent en effet entraîner un risque de fragilisation de revenu. Par extension, le guide DT 95 peut être appliqué à des équipements sous pression, qui ne sont pas isolables des autres éléments de l unité. Il est donc impossible de les soumettre à requalification périodique sans éprouver, en même temps, les éléments fragilisés de l unité concernée. En substitution à l épreuve de requalification périodique, le plan d inspection doit contenir a minima, en substitution à l épreuve de requalification périodique, un bilan global en CND conformément au guide DT 84 dans les conditions ci dessous : contrôle de compacité des soudures principales (100 % des nœuds, avec une longueur minimale de 50 mm telle que définie par le CODAP) soudures longitudinales et grandes bases de cône (100 % jusqu à 10 m de soudures ; 50 % avec minimum de10 m entre 10 m et 50 m de soudures ; 10 % avec un minimum de 15 m audelà de 50 m de soudures). Il est prévu une étendue de contrôle permettant de ne pas contrôler systématiquement 100 % de toutes les soudures. Il est également prévu un contrôle extérieur sur les points singuliers (piquages, soudures angulaires d accessoires, etc.). A minima, ces contrôles doivent être réalisés. Il pourra ensuite être éventuellement appliqué un plan d inspection plus approprié en fonction de l analyse de corrosion d équipements, de modes de dégradation, etc. Le risque de fragilisation auquel est soumis l appareil lors de ses phases d arrêt, de repressurisation, etc. est également évoqué dans le guide. Si ce risque se réalise, les exploitants disposent grâce à ce guide de procédures recommandant de prendre certaines précautions. Tous ceux qui désirent bénéficier de ce guide pour certains de leurs équipements doivent fournir à l administration, avant le 5 avril 2013, la liste des équipements concernés. Le format de la liste a t il été défini? Jean Luc THEMIOT Non, pas encore. Il me semble que l épreuve sollicite moins qu une pression de service à 500 C. Martin RICHEZ Cela est inexact. Si l équipement est construit selon les normes ASME, jusqu à 425 C la contrainte admissible sera de même niveau. Cela n est pas vrai pour des réacteurs de reforming dimensionnés au fluage. Jean Luc THEMIOT L API préconise de rester au tiers de la pression de calcul de l équipement pour un fonctionnement à froid. 99

103 DT xx ESP soumis à l action de la flamme Martin RICHEZ A la différence du guide DT 95, le guide DT xx ESP n a pas encore été reconnu. Il est lui aussi rédigé dans le cadre de l annexe 4.4 du guide DT 84, et s applique aux équipements soumis à la flamme. Un CTP existe sur le même sujet, qui se nomme «dispositions applicables aux équipements sous pression de gaz et de vapeur soumis à l action de la flamme». Ce guide permet de répondre aux difficultés rencontrées pour éprouver des fours. Ces difficultés sont liées : à la géométrie de ces équipements (qui sont difficiles à remplir, pour certains d entre eux, avec autre chose qu une phase gazeuse) aux techniques d assemblage aux métallurgies utilisées, qui fragilisent souvent les équipements. Le guide de l Association française des ingénieurs en appareils à pression (AFIAP) permettait, selon certaines dispositions constructives, d échapper à l épreuve de requalification périodique. Pour des métallurgies spécifiques, l application de ce texte ne pose pas de problème, ce qui n est pas le cas pour des métallurgies standardisées, de type P5, 321, etc. qui sont très présentes dans les installations de raffinage. Les valeurs nécessaires à la détermination de la pression d épreuve initiale ne sont pas indiquées dans les normes ou les standards. D une part, les fabriquant sont très réticents, au moment de l achat, à fournir ces valeurs. Lors des travaux de maintenance, il est d autre part pratiquement impossible d obtenir les valeurs de résistance à la rupture de ces métallurgies, qui soient garanties par le fabriquant. Dans d autres cas très particuliers, pour des aciers inoxydables ou des équipements travaillant à très forte pression, il est nécessaire de sur dimensionner les fours pour résister à l épreuve initiale, ce qui entraîne des impacts financiers significatifs. En effet, le surdimensionnement d un four inox, conduit à une diminution des coefficients de transfert et il faut donc augmenter les surfaces d échanges. Il ne s agit pas ici d un surdimensionnement uniquement du faisceau mais d un surdimensionnement de l ensemble du four. Dans ces cas précis, il est également difficile d appliquer le guide AFIAP. Domaine d application Le guide de l AFIAP s applique à tout exploitant, alors que le guide DT xx s applique uniquement aux Services d inspection reconnus (SIR) selon DT84. A la différence du guide AFIAP, il ne contient pas d exigence constructive. Toutefois, il contient des exigences en matière de suivi en opération du four, et en particulier de la température de fonctionnement des tubes. Les aménagements sont plus limités dans le cas du guide DT xx, car ils se limitent à une dispense d épreuve de requalification. Il n existe pas de dispense de vérification extérieure, lors des inspections et requalifications périodiques, contrairement au guide de l AFIAP. Historique Une première version du guide DT xx avait été introduite dans le guide DT 84. Cette première version a toutefois été élaborée au moment où l Administration a décidé que les cas particuliers de dispense de l épreuve devaient correspondre à des guides reconnus. Il a donc fallu réécrire complètement le guide DT xx. Une deuxième version a été envoyée au BSEI en 100

104 janvier 2012 pour commentaire, et pourra vraisemblablement être présentée en CCAP en octobre Contenu du guide Le guide DT xx contient des présentations à caractère général sur les types de fours, leurs arrangements, les matériaux employés, les dispositions constructives généralement appliquées aux fours, les modes de dégradation potentielle pour ce type d équipements, les dispositions applicables et des exigences complémentaires pour pouvoir les appliquer. Le guide est applicable aux équipements de l industrie pétrolière et chimique. Les faisceaux de four tubulaire de procédé, les faisceaux des fours tubulaires destinés au réchauffage d un fluide thermique autre que la vapeur d eau et les faisceaux des fours sous pression de vapeur d eau, ayant une pression maximale admissible inférieure à 10 bars et à une température maximale en service supérieure à 700 C, sont concernés. Enfin, le guide s applique naturellement aux équipements soumis à l arrêté du 15 mars 2000 et pour lequel l épreuve est difficilement réalisable ou crée un risque important. Les exigences Le guide DT 84 indique que les équipements doivent répondre aux exigences de la catégorie A du CODAP en matière de contrôle. Pour les fours en acier allié, des contrôles de compacité à 100 % sont réalisés, mais l exigence d un contrôle de surface n existe pas. Des contrôles complémentaires ont donc été prévus dans le guide DT xx pour les soudures les plus sollicitées. Pour bénéficier de ce guide, un suivi spécifique doit être mis en place dans le but de détecter toute anomalie de fonctionnement risquant de provoquer une surchauffe (par exemple, thermocouple de peau de tube ; thermographies infrarouges, contrôle périodique de réglage des bruleurs, etc.). Dans le cas de problèmes de procédé, qui peuvent provoquer des défaillances importantes, les dégradations peuvent se produire relativement vite, à des échéances beaucoup plus rapides que celles des requalifications périodiques. Par ailleurs, le suivi de ces paramètres sur le four est fondamental pour pouvoir garantir son bon fonctionnement. Il est précisé qu il est nécessaire de prendre des précautions pour éviter le développement de processus de dégradation lors des arrêts. Des exigences minimums doivent être respectées au moment de l inspection de requalification. A ces exigences minimums peut s ajouter tout contrôle qui sera prévu dans le plan d inspection suite à l analyse des modes de dégradation potentielle pour ce four. L inspection de requalification doit comprendre au moins les éléments suivants : un examen visuel de la radiation et des tubes de choc, dans le but de détecter toute présence anormale d oxyde qui traduirait une surchauffe, toute déformation locale ou boursouflure qui traduirait un point chaud au niveau de la zone de flux maximum ou des points singuliers comme les coudes un examen visuel des supportages pour vérifier leur bon état, l absence de perte d épaisseur, de fissuration des supports ou de trace de détérioration inacceptable des tubes un examen visuel de la convection par les trappes d accès, pour vérifier l absence de fléchissement inacceptable, le bon état des plaques support, l encrassement extérieur de tubes, l absence d anomalie au niveau des dispositifs de ramonage des contrôles d épaisseur des différentes composantes de la radiation, des tubes de choc au niveau des zones accessibles de la convection. 101

105 Le guide contient également une annexe, qui indique les modes de dégradation pouvant être rencontrés, ainsi que les contrôles à effectuer pour les détecter. Pourquoi est il fait référence à un guide du CODAP sur les équipements soumis à la flamme? Martin RICHEZ Le guide DT 84 fait référence au CODAP en matière d extension des contrôles, ce qui signifie que les soudures de l équipement doivent avoir été contrôlées en compacité et en surface à 100 %. Cela ne signifie toutefois pas qu il faut appliquer le CODAP pour le dimensionnement et la fabrication. Outre la radiation, ce guide prend il également en compte la convection? Martin RICHEZ Le guide prend en compte les deux. Cette prise en compte est clairement indiquée dans la description des fours concernés. Il est toutefois encore possible de modifier le guide pour le préciser. 102

106 Premiers retours d expérience sur le plan de modernisation et flashs corrosion Premiers retours d expérience du plan de modernisation Jean des DESERTS Un recensement a été réalisé de tous les opérateurs susceptibles d être affectés par un effet de toit sur des canalisations de transport (GRT gaz notamment). L un des points essentiels est l importance accordée au cyclage. En effet, si une canalisation est soumise à une pression continue et stable de 10 bars, elle sera beaucoup moins sujette à la fatigue que si les niveaux de pression varient plusieurs fois, voire dizaine de fois, par jour. Flash corrosion Corrosion d un appareil au niveau de son support Sylvain AUTHIER La corrosion d un appareil au niveau de son support est un mode de dégradation bien connu pour les tuyauteries. Ce mécanisme est systématiquement considéré dans les plans d inspection de tuyauterie. Toutefois, d autres équipements peuvent être concernés par ce phénomène. Sur l un de nos sites se trouve un ballon horizontal situé sur une selle de renfort et reposant sur un berceau béton. Il faut préciser que le ballon est en acier carbone et qu il se trouve en zone C4 suivant ISO Des plaques de rouille sont apparues sur ce ballon, entre les selles de renfort et le massif béton. Lors d une inspection, et alors que le contrôle visuel était difficile, l inspecteur a demandé la réalisation d un scanning de la zone, qui a laissé apparaître une perte d épaisseur d 1,5 mm de la virole. Le berceau n a pas été corrodé? Sylvain AUTHIER Le berceau est en béton et n a donc pas subi de dommage. En conclusion, la corrosion du support affecte également les appareils reposant sur des berceaux non soudés en continu, comme les ballons horizontaux, les échangeurs, etc. Si le berceau est soudé en continu, l humidité s infiltrera entre le béton et la selle de renfort. Sylvain AUTHIER Ce problème est similaire au phénomène se produisant lorsque l on rencontre un patin sur une tuyauterie. Dans ce cas, la corrosion du support n affecte plus la petite tuyauterie car le point de contact se situe entre le patin d une part, et un fer ou un rond d autre part. Si toutefois le patin est soudé en continu, ou si un berceau est soudé en continu, le point de contact est déplacé et il ne s agit alors plus du même mode de dégradation. 103

107 Flash corrosion Corrosion d une canne d injection d eau de lavage sur unité HDS Description de l incident Martin RICHEZ Le cas présenté concerne une unité d HDS fonctionnant à une pression de 50 bars. Sur la boucle réactionnelle, en amont des aéroréfrigérants, de l eau de lavage est injectée. Le point d injection faisait l objet d inspections périodiques selon l API 570. Nous contrôlions donc les coudes en amont et en aval du point, jusqu à l appareil suivant. Suite à ces contrôles, quelques corrosions ont été observées sur la ligne. La canne a donc été sortie pour inspection. Il a pu tout d abord être constaté que la canne avait été montée à l envers et était particulièrement encrassée. Une fois démonté, le tronçon se situant entre la vanne et la canne, à l intérieur du piquage, s est brisé. Explications du phénomène Ce phénomène est lié à des problèmes d exploitation de la pompe de lavage, qui ne fonctionnait plus. En l absence d injection d eau, ce petit tronçon de canne s est comporté comme un point mort, des sels se sont formés et ont entraîné l apparition d une corrosion. Conclusion Pour les injections d eau prévues pour fonctionner de manière continue, il est important de s assurer qu elles fonctionnent bien de façon continue. En effet, en cas de nonfonctionnement, des points morts sont créés, ce qui conduit à des points de corrosion que nous n avons pas toujours l habitude de surveiller. Pour éviter ce phénomène, outre une amélioration des contrôles de ce type d équipements, il peut être intéressant d utiliser une métallurgie plus résistante à la corrosion, au moins pour cette dernière partie de canne, jusque la vanne de barrage. 104

108 Conclusion Jean des DESERTS A titre personnel, je suis impressionné par le suivi et les efforts réalisés, depuis les 26èmes journées Gemer il y a deux ans, à Lyon : par exemple pour l élaboration du plan de modernisation ou encore par la qualité des réflexions menées dans le cadre des vannes Rigau. Cela témoigne de notre capacité à réagir aux événements, et de la continuité de nos actions et est très encourageant pour l avenir. Compte rendu des 27 es journées GEMER 27 & 28 juin 2012 UFIP 105

109 Textes ou Présentations ne figurant pas dans le recueil de textes A7 Méthodes d évaluation de vie résiduelle des ESP soumis à fluage B7 Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures Charles Le Neve, Total RC Jean des Déserts, UFIP Flash Corrosion n 3 Fissuration de la calandre d un rebouilleur d un splitter d essence Olivier Navone, Total Feyzin Flash Corrosion n 6 Blistering sur une tuyauterie d hydrogène usine (treat gas) Sylvain Authier, ExxonMobil Flash Corrosion n 7 Oxydation à chaud petits piquages sur circuit reforming catalytique en 1,25% Cr François Cadoret, ExxonMobil Fos Flash Corrosion n 9 Corrosion d un appareil au niveau de son support Sylvain Authier, ExxonMobil Flash Corrosion n 10 Corrosion d'une canne d'injection d'eau de lavage sur unité HDS Martin Richez, Total RC

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111 A7 Total C. Le Neve Méthodes d'évaluation de la vie résiduelle des ESP soumis à la flamme

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113 27 èmes Journées GEMER Total Dunkerque 27 et 28 juin 2012 A 7 Méthodes d'évaluation de vie résiduelle des ESP soumis au fluage C. Le Nevé, TOTAL Raffinage & Chimie C.E.R.T Harfleur [email protected] 1. / Introduction 1.1/ fluage : Le fluage est un mode de dégradation qui affecte quelques équipements en service chaud dans les unités de raffinage (réacteurs,..). Il affecte les équipements fonctionnant au dessus de 450 C pour les métallurgies Cr Mo (ordre d idée). Il provoque une déformation lente et permanente des matériaux sous l effet conjugué de la température, des contraintes et du temps. C est un vieillissement irréversible qui peut entraîner la rupture brutale d un matériau en fin de vie. Dans l industrie, de graves accidents dus à ce mode de dégradation ont eu lieu dans les années 1980, et même quelques accidents mortels dans l industrie thermique Américaine. La rupture d une soudure longitudinale sur 6 mètres de longueur a provoqué la mort de 6 personnes en juin 1985 dans la centrale thermique de Mohave en Californie. De même, de nombreuses anomalies sont apparues dans les installations pétrolières de reformage catalytique des essences. Ces problèmes ont débouché sur des études importantes du comportement en fluage sur le long terme des aciers mis en œuvre ainsi que sur le développement et l utilisation des techniques d examen non destructif pour évaluer les dégradations de fluage. Dans nos unités, les paramètres de contrainte et de température étant généralement figés, c est le temps qui influence le plus cette dégradation. Initialement, nos équipements sont étudiés pour des durées de fonctionnement de heures, soit 11 ans. En pratique, ces unités peuvent fonctionner beaucoup plus longtemps car les conditions réelles de service sont nettement moins sévères que les conditions de calcul. Il est couramment cité que les équipements en métallurgie 1.25Cr peuvent fonctionner sans problème jusqu à 35 ans dans ces unités et 40 ans pour la métallurgie 2.25Cr. Au-delà, il convient de suivre l évolution des caractéristiques résiduelles de résistance au fluage des matériaux et de faire des études d évaluation du taux d endommagement en fluage. Cette démarche permet de faire une estimation de durée de vie résiduelle des équipements. 1.2/ situation de cette présentation Le présent document n aborde que les méthodes d extrapolation en fluage. Il n aborde pas les principes de dégradation en fluage, leurs aspects métallurgiques/mécaniques et les différentes techniques permettant de les détecter et de les suivre. 1/14

114 Le domaine de fluage présenté est celui des moyennes températures et contraintes statiques faibles (<60MPa) affectant les équipements des unités pétrolières. Le fluage à basse température (<0.3 T f, température de fusion en Kelvin) ainsi que le fluage à haute température (>0.8 T f ) ou sous forte contrainte (>60MPa) ou contraintes dynamiques ne sont pas abordés. Les matériaux concernés par ce document sont les aciers faiblement alliés au chrome et au molybdène, en particuliers la nuance à 1 ou 1.25% de chrome et 0.5% de molybdène et la nuance à 2.25% de chrome et 1% de molybdène qui est également très employée. 2. Généralités sur le fluage: 2.1/ Courbe de fluage : Les métaux et alliages ont un comportement viscoplastique lorsqu ils subissent une déformation plastique permanente sous l effet combiné d une contrainte, de la température et du temps. Une représentation graphique de ce comportement montre l évolution dans le temps de la déformation d une éprouvette soumise à une contrainte de traction constante, pour une température constante et supérieure de l ordre de 0.3 ou 0.4 fois sa température de fusion (Kelvin). Fig. 03: Différents stades de fluage Cette représentation permet de mettre en évidence trois stades de fluage : après une déformation initiale immédiate ε 0 due à la mise en charge, le fluage primaire commence avec une vitesse de fluage rapide mais qui diminue constamment. Ensuite la vitesse de fluage devient sensiblement constante pendant la phase de fluage secondaire. Enfin, la vitesse de fluage accélère progressivement jusqu à la rupture pendant le fluage tertiaire. Les modifications de la contrainte et de la température influencent grandement la forme de la courbe de fluage en faisant varier l importance relative des trois stades : lorsque la contrainte initiale ou la température augmente, la vitesse de fluage primaire augmente, la phase de fluage secondaire diminue et la vitesse de fluage tertiaire augmente. Ces comportements sont illustrés dans le schéma ci-dessous : 2/14

115 Fig. 04 : Aspect schématique des courbes de fluage Dans les conditions habituelles en raffinage, le domaine principal de fonctionnement des équipements correspond au stade secondaire et au début du stade tertiaire. La durée du stade primaire précédent la mise en charge est négligeable par rapport à la vie de l appareil et la fin du stade tertiaire est un domaine où il y a accélération de la vitesse de déformation avec apparition d endommagement interne rédhibitoire (micro et macrofissuration) / Modes de déformation en fluage : Au cours du fluage, la déformation plastique peut se produire au cœur des grains (intragranulaire) ou aux joints de grains (intergranulaire). Cette dernière est une des caractéristiques typiques du fluage. La déformation plastique intragranulaire fait intervenir essentiellement le glissement, c est à dire le déplacement relatif de deux portions de cristal le long d un plan de glissement (par cisaillement). Cette déformation importante nécessite l intervention de nombreuses dislocations. Ainsi, elle dépend de la mobilité des dislocations et de la facilité avec laquelle ces dislocations peuvent contourner un obstacle. Ce contournement d obstacle est facilité par l agitation thermique grâce à l apport d énergie du à la température. C est un phénomène thermiquement activé. Ce glissement de dislocations provoque un durcissement du matériau (consolidation) qui est lui-même compensé par la restauration (adoucissement) et parfois par la recristallisation dans les zones les plus déformées. C est le fluage-restauration qui est prédominant pendant le fluage primaire. La déformation plastique intergranulaire a ses propriétés liées à la température. Pour des températures supérieures à 0.4, 0.5 fois la température de fusion, elle se traduit par un glissement aux joints de grains. Ce glissement aux joints de grains est étroitement lié aux déformations intragranulaires des grains avoisinants. Plus les grains ont des petites tailles et plus ce glissement est sensible contribuant ainsi à la déformation plastique de fluage. Globalement, cette déformation plastique intergranulaire intervient dans de faible proportion dans la déformation totale (moins de 1%) mais joue un rôle primordial dans la cavitation intergranulaire (voir II-2-3) / Modèles mathématiques associés à la courbe de fluage : La complexité de la déformation par fluage qui met en jeu un grand nombre de mécanismes n a pas permis d acquérir un traitement théorique global de ce phénomène. Des lois quantitatives tirées de l analyse des courbes de fluage expérimentales décrivent les différents stades du mécanisme en caractérisant la déformation plastique ε (allongement) en fonction du temps t. 3/14

116 Ainsi pour le fluage primaire, le comportement parabolique répond à la loi empirique : ε = ε 0 +a t m où a et m (0<m<1) sont des paramètres indépendants du temps t. Dans certaines conditions expérimentales, cette loi empirique peut répondre à une forme logarithmique du type : ε = ε 0 +b ln t où b est un paramètre indépendant du temps t. Pendant le fluage secondaire, la déformation se produit à une vitesse sensiblement constante et la courbe de fluage est une fonction linéaire du temps ; en prenant en compte le fluage primaire, les deux premiers stades de fluage peuvent être représentés par la loi empirique suivante : ε = ε 0 +a t m + b t où b est la vitesse minimale de fluage qui serait atteinte pour une durée d essai infinie. Plus généralement, une des équations décrivant l ensemble de la courbe de fluage est de la forme : ε = ε 0 +a t m + b t n avec 0>m>1 et n>1. Le fluage étant un phénomène thermiquement activé, l équation de la déformation en fluage peut être reliée à l énergie d activation apparente du fluage (ΔH) qui est fonction des énergies d activation des divers mécanismes mis en jeu pendant la déformation. Pour un même niveau de sollicitation, cette équation est de la forme : ε = fonction [ t exp ( - ΔH / RT ) ] L expression suivante est l application de ce principe d activation thermique à la vitesse de déformation : ε = ε d exp [ -Q/RT ] Avec : ε vitesse de déformation pendant le fluage secondaire, Q (J.mol -1 ) énergie d activation, R constante molaire des gaz (8.314 J. mol -1.K -1 ), T (K) température, ε d (s -1 ) paramètre de dimensionnement. Cette expression est indépendante de la contrainte ce qui n est valable que quand Q est indépendant de la contrainte. Ces deux dernières expressions sont les bases des méthodes d extrapolation décrites dans le paragraphe suivant. 3. Méthode expérimentale d d extrapolation: 3. 1/ Introduction : Généralement, les caractéristiques de fluage des aciers sont garanties par les normes jusqu à heures. Il s agit de la valeur de la contrainte nécessaire pour obtenir une rupture par fluage en 10 5 heures ou de celle nécessaire pour avoir un allongement de 1% en 10 5 heures. Ces caractéristiques sont déterminées grâce à l utilisation de méthodes d extrapolation, à partir d essais de fluage de courte durée ne dépassant pas heures. Ces méthodes sont également employées pour prévoir la durée de vie résiduelle des équipements en service. Plusieurs techniques d extrapolations existent et sont basées sur des hypothèses et des principes différents. Certaines de ces techniques sont des méthodes graphiques et d autres utilisent des paramètres d équivalence temps-températures. 3. 2/ Equivalence temps-température En prenant en compte le fait que le fluage soit un phénomène thermiquement activé, Larson et Miller ont proposé une formule paramétrique à partir de l expression de la vitesse de déformation suivante : ε = dε/ dt = A exp [- ΔH /RT] avec une contrainte constante. La première hypothèse est de négliger les stades primaires et tertiaires et d assimiler le fluage au stade secondaire permanent, et de considérer la vitesse de fluage constante au cours du 4/14

117 stade secondaire Dans ce cas, le temps pour atteindre une déformation donnée est inversement proportionnel à la vitesse de déformation de fluage, ce qui donne la relation suivante : t = C / [dε/ dt] avec C constante. De ces deux expressions découlent l équation suivante : ln (t) = ΔH /RT ln (B) avec σ 0 et ε constantes. En supposant que l énergie d activation ΔH est fonction de la contrainte et que B est constant, Larson et Miller ont écrit la formule paramétrique ci dessous : P = f (σ 0 )/R = T [ln (t) + ln (B)] avec σ 0 et ε constantes. Cette relation paramétrique de Larson Miller (LMP) a été vérifiée expérimentalement pour les aciers faiblement alliés au Cr-Mo pour le fluage-allongement dans le domaine de fluage considéré dans ce document. Dans le cas du fluage-rupture, un raisonnement identique au fluage-allongement peut être fait en supposant que la même déformation est obtenue à la rupture. Il existe alors une relation linéaire entre le logarithme du temps à rupture (log t r ) et l inverse de la température (1/T) pour une contrainte constante. L expression paramétrique de Larson et Miller prend la forme suivante : LMP = T [C + log t r ] avec σ 0 constante, couramment déclinée en : LMP = (273 + Température en c) x (20 + Log temps à rupture en heure) x 10 3 D autres relations basées sur cet équivalent temps/température ont été également proposées. 3.3/ Courbes isocontraintes : La représentation linéaire des courbes isocontraintes est également basée sur l utilisation des paramètres temps-température. Les résultats d essais de fluage effectués sous une même contrainte et à différentes températures sont reportés sur un graphique représentant le logarithme du temps à la rupture en fonction de la température. Ces essais de fluage sont en général de courte durée. Les courbes isocontraintes (isobares) obtenues, forment des droites et peuvent être extrapolées linéairement vers des temps plus longs. Ainsi, quand les essais de fluage sont effectués avec la contrainte de service, l extrapolation linéaire jusqu à la température de service permet d obtenir directement la durée de vie restante. Cette méthode d extrapolation graphique ne donne des résultats corrects que si toutes les modifications structurales qui se produisent en service peuvent être prises en compte et sont couvertes par les essais de fluage. 3.4/ Méthode Omega : La méthode Omega est basée sur une autre hypothèse de la représentation classique des 3 stades de fluage montrant l évolution de la déformation par fluage en fonction du temps. Dans la représentation classique, le domaine secondaire représente la période la plus longue de la vie d un équipement durant laquelle la vitesse de déformation par fluage est supposée constante avec le temps. La méthode Omega est basée sur l hypothèse qu après des domaines primaire et secondaire quasi négligeable, la vitesse de déformation par fluage augmente constamment durant le fluage tertiaire. La rupture par fluage intervient lorsque la vitesse de déformation par fluage devient infinie. Le temps à rupture est donné par la relation : Avec 5/14

118 - est la vitesse de déformation à la fin du fluage primaire; il est fonction de la contrainte, de la température et du matériau - Ω est un paramètre décrivant le taux d accroissement de la vitesse de fluage avec la déformation cumulée ; il est fonction de la contrainte, de la température et du matériau et du mode de chargement (niveau de triaxialité des contraintes) - t est le temps depuis la fin du fluage primaire Une représentation de ces 2 approches est proposée ci dessous avec εc qui est la déformation par fluage à l instant t Le paramètre Ω peut être obtenue à partir d essais de fluage accélérés durant lesquels on enregistre la déformation par fluage instantanée en fonction du temps. Cette méthode est celle proposée par l API579 (annexe 10). Sa pertinence dépend du nombre d essai de fluage réalisé pour déterminer les paramètres. Dans ce cadre, de nombreux essais ont été réalisés sur des matériaux préalablement vieillis afin de crédibiliser cette approche. 4. Essais de fluage: 4. 1/ Essais de fluage rupture : Pour la détermination des paramètres temps-température utilisés dans la méthode Larson Miller et avec la courbe isocontrainte, il est important de choisir des bonnes conditions pour les essais de fluage à rupture: - la contrainte est fixée proche de la contrainte de service - les gammes de temperature d'essais sont définies afin d'obtenir des temps à rupture compris entre 500 heures minimum et 2500 heures 6/14

119 - la dimension des éprouvettes doit être suffisante pour être représentative des zones testées (cas des travers soudure) et non influencée par d'autre phénomène lors des essais (oxydation à chaud). Un exemple d'éprouvette est proposé dans le schéma ci-dessous ainsi que des photos d éprouvettes: 4. 3/ Essais de fluage Omega : Pour la méthode Oméga, les conditions d'essais sont différentes, avec une température plus ou moins figée et des contraintes permettant de mesurer des vitesses de déformation sur 200 heures et 600 heures. Ces essais sont réalisés sur des machines spécifiques car les déformations à mesurer sont très faibles. Dans tous les cas, les conditions d'essai (temperature contrainte et dimension de l'échantillon) doivent rester représentatives des conditions de service. 7/14

120 4. 3/ Différences entre les essais : Dans les 2 différents types d essais détaillés ci dessus, il convient d être très prudent sur les conditions de réalisation. En effet pour obtenir des durées d essais assez courtes, on peut être amené à solliciter les échantillons dans des conditions nettement supérieures à leurs sollicitations de service et ainsi ne plus être représentatif de la réalité. C est une erreur fréquemment rencontrée dans de nombreuses études. Si la méthode Omega permet de faire des essais ayant des durées beaucoup plus courtes que les essais à rupture, elle est actuellement utilisable que sur des matériaux homogènes, c'est-à-dire en métal de base ; son utilisation pour les assemblages est impossible. Cela reste le point fort des essais à rupture avec lesquels on peut caractériser un assemblage soudé dans sa totalité. 8/14

121 5. Application: 5. 1/ cas simple : Afin d'illustrer une approche simplifiée de l'estimation durée de vie résiduelle, un exemple basé sur l'api579 est proposée ci dessous à partir du premier niveau ( le plus simple) d'évaluation. Dans le paragraphe , en prenant comme égalité l'équation proposée, on a le temps maximum autorisé en fluage de la forme: t SE = 0,25/R c A partir des figures proposées pour déterminer R c (taux d'endommagement au fluage), on obtient les temps maximums autorisés en fluage de heures (47 ans) pour un acier 1,25Cr% et supérieur à 1E 6 heures pour un acier 2,25Cr% dans des conditions de contrainte de 50MPa et sous 530 C; ces conditions correspondent aux conditions maximales rencontrées dans les reformeurs catalytiques. Il est intéressant de comparer ces résultats avec ceux obtenus à partir d'autres références. Les courbes de l'api 530 donnent des résultats similaires à partir des paramètres LMP déterminés sur les courbes à rupture. On retrouve un temps à rupture d'environ heures pour l'acier 1,25Cr% et supérieur à 1E 6 heures pour un acier 2,25Cr% dans les mêmes conditions de sollicitations. Cette comparaison est intéressante car il existe une grande différence entre les origines des matériaux ayant servis à l'élaboration des différents paramètres pour chacune des méthodes. Pour les paramètres LMP, les matériaux étaient neufs et sans vieillissement préalable. Pour la méthode Omega, les matériaux utilisés avaient déjà subi un vieillissement préalable. 5.2/ analyse complète : Pour des équipements sensibles, il est préférable de réaliser la démarche complète suivant l API579 niveau 3. Ce niveau complexe d'analyse requiert les services d'une expertise compétente pour sa réalisation, mais également nécessite une synthèse complète des informations sur la conception de l'équipement et son historique d'exploitation. En préalable à l'étude de durée de vie résiduelle, il conviendra notamment de faire une synthèse complète des indications observées lors des différentes inspections de l'équipement et de déterminer leurs dimensions afin de les rendre modélisable. 6. Conclusion: Cet exposé rapide montre toute la complexité de l évaluation de durée de vie résiduelle en fluage. Il n existe pas de méthode unique et idéale permettant de déterminer de manière quantitative une durée de vie résiduelle exacte. Cependant, en utilisant ces différentes méthodes et grâce aux nombreux résultats d essais dont ceux réalisés sur des matériaux anciens, le groupe Total peut garantir en parfaite sécurité le fonctionnement des quelques équipements soumis au fluage en raffinerie. 9/14

122 Références bibliographiques type de document auteur origine titre article titre du périodique ou de l'ouvrage et référence date Journée d'etude des Matériaux en Raffinerie Congratel BP Lavéra fragilisation des aciers CrMo travaillant à chaud - Tempering embrittlement Gemer 13A Charreton Elf Fgs vieillissement de tuyauterie de reformeur en 1.25Cr Gemer 15A Dupré Elf Fgs expertise d'un reformeur cata. à paroi chaude en 1Cr fissuré au Gemer 15A droit d'un piquage après 17 ans de service Cadoret ESSO attaque par l'hydrogène à chaud d'un circuit en 0.5Mo de reformeur Gemer 17A catalytique Grunemwald Efl Dgs fissuration de réacteurs de reformeur catalytique agés de 36 ans Gemer 18A (MAT24 DGS) Andries Shell creep embrittlement cracking d'un collecteur de four de plattformer Gemer 18A Ropital IFP cas de vieillissement accéléré de tube de four de reforming Gemer 19C Association Française des Ingénieurs en Appareils à Pression Richez Elf Dgs étude du vieillissement d'un réacteur de reformeur catalytique après 37 ans de service (MAT24 DGS) Bamba SIR résultats des examens réalisés sur des coupons témoins d'un réacteur d'hydrocraquage Richez Elf Dgs évaluation de la duree de vie résiduelle d'un réacteur de reforming (MAT24 DGS) Boyer TFE Contrôle du vieillissement des réacteurs de reforming en 1,25Cr et Flandres estimation de vie résiduelle Gauchet EDF contribution à l'étude de l'endommagement et de l'estimation de durée de vie restante des tubes de chaudière en acier faiblement allié soumis au fluage 10/14 Gemer 19C Gemer 19C Gemer 20A Gemer 21A Afiap volume1/ Demeulenaere Elf évaluation de la duree de vie résiduelle des éléments fonctionnant Afiap volume 3/ à haute température dans le pétrole Gauchet EDF endommagement des tuyauteries de vapeur resurchauffée en acier Afiap volume1/ roulé soudé 10CD9.10 Murry OTUA (F) caractéristiques de fluage pour appareils à pression Afiap volume 3/

123 Congratel BP Lavéra réparation et épreuve à chaud d'échangeur d'hydrocraqueur haute pression en acier CrMo Bocquet CLI les nouveaux aciers 2.25 et 3Cr, 1Mo, 0.25V pour les appareils à pression contenant de l'hydrogène sous pression Richter Dillinger new experience to the influence of residuel elements As, P, Sn and Hütte GTS the heat treatment conditions on the temper embrittlement of CrMo (D) steels Molinie EDF GDL bilan du comportement en fluage des tuyauteries roulées soudées Richter Dillinger Hütte GTS (D) en P22: analyse du retour d'expérience et éléments de ''RLA'' influence des cycles thermiques sur les caractéristiques mécaniques des aciers C.Cr.Mo 11/14 Afiap volume 3/ Afiap N Afiap N Afiap N59/ Afiap N Bocquet CLI éléments de choix des aciers CrMo(V) évolués pour appareils à Afiap N pression utilisés en pétrochimie Bocquet CLI quelques aspects métallurgiques de la durée de vie des appareils à Afiap N pression en acier CrMo Balladon CLI les métodes d'extrapolation en fluage et leurs applications Afiap N Molinie EDF GDL comportement en fluage des tuyauteries de vapeur ressurchauffée: Afiap N méthode d'estimation de durée de vie résiduelle American Petroleum Institute US calculation of heater tube thickness petroleum refineries API US Fitness-for-Service- API US Conférences API Erwin Standard Oil (US) Bagnoli Mobil (US) steels for hydrogen service at elevated temperatures and pressures API in petroleum refineries the mechanisms of hydrogen attack in P22 reactor steel meeting: progress report on MPC survey of CrMo crackings problems API - Material Propertie Council 1989 Archakov Russes resistance of CrMo and CrMoV steels to hydrogen attack in high API - Material Propertie Council 1989 temperature and pressure service Prager MPC enhanced and modified materials for higher temperatures and API - Material Propertie Council 1989 (US) pressures Documents ERA Cane (UK) ERA's remanent life philosophy by component assessment publication ERA? services group Cane (UK) remanent life assessment of process plant publication ERA?

124 Kermad (UK) hydrogen attack of P11 catalytic reforming reactor bulletin ERA Brear (UK) examination of observed and predisted measures of creep bulletin ERA cavitation damage accumulation ECCC EN 1 International Creep conference by European Creep Collaborative 2005 Committee (ECCC) EN 2 International Creep conference by European Creep Collaborative 2009 Committee (ECCC) Gosso & IS Application of Omega Method to RLA ICC by ECCC 2009 Servetto (Italie) CNAM (mémoire) GAUCHET Fr Recherche d une méthode d extrapolation permettant l évaluation mémoire CNAM Br Jean Paul de la durée de vie résiduelle en fluage d un acier 10CD9.10 vieilli, MEUNIER Fr phénoménologique de l endommagement par fluage et de la Mémoire CNAM Th Yves longévité résiduelle pour des matériaux ferritiques GABREL Jean Fr Endommagement par fluage contribution à l étude mémoire CNAM Th d endommagement et de l estimation des durées de vie restantes des tubes de chaudières en acier faiblement allié sousmis au fluage Le Nevé Fr Utilisation de la méthode de contrôle de surface par répliques Mémoire classé 2001 Charles métallurgiques pour évaluer les caractéristiques de fluage d une soudure en acier au chrome molybdène travaillant a haute temperature application aux équipements des unîtes pétrolières de reformage catalytique des essences articles de Murakini JSW creep cracking at weldheat affected zone of catalytic reforming Japan Steel Work? périodiques Japon reactor Baach Oerlikon the effect of simulated heat treatements on the mechanical article de?? properties of 2.25Cr type weld metals Weber? assessment of creep exposed components article de? (de technip)? Steen Université Belgique remanent life assessment by low strain rate tensile testing - a case study 2 International Conference on Creep and Fracture of Engineering Materials and Structures Watanabe Japon creep cracking resistant in 1.25Cr 0.5Mo steel plates Sumitomo Search Nishizaka Verger Niigata Engi. (J) Intercontrôl e (F) changes microstructure and mecha. Properties of CrMo reactor vessel steels during long term service contrôle et réparation d'un réacteur de reformeur catalytique à Madagascar Journal of Pressure Vessel Technology vol107/août - ASME pétrole et entreprise /14

125 Moriyasu Creep embrittlement of heat affected zone and its evaluation colloque ASM International: Advances in 1986 welding science and technology(77,1143) Satoh Université Mechanism of fibrous crack growth under constant loading Transaction of the Japan Welding 1987 Japon Society(65,3119) Dolezal Tchecoslov The effect of defects on creep resistance of welded joints Welding News (70,2608) 1987 aquie Saxena Université Creep crack growth behaviour in power plant boiler and steam pipe Journal of Pressure Vessel Technology (US) steels vol110/mai - ASME (68,2879) Viswanathan EPRI a methodology for evaluation the high intensity of longitudinally Journal of Pressure Vessel Technology (US) seam welded steam pipe vol110/août - ASME Seshadri Université Design and life prediction of fired heater tubes in the creep range Journal of Pressure Vessel Technology Canada vol110/août - ASME Ozak Nuclear Fatigue and creep testing of bellows at elevated temperature Journal of Pressure Vessel Technology Japon vol110/août - ASME Konish Electric Simplified estimation of creep rupture strength for nocthed tensile Journal of Pressure Vessel Technology (US) of austenitic stainless steels vol110/août - ASME Lee Université Assessment of creep damage in weldments of 1Cr-0.5Mo Australian Welding Research (50,4678) 1988 Australie preassure vessel steels operating at C Bagnoli Mobil Elevated temperature cracking of low Cr-Mo steels Material Performance - NACE (51,4487) 1989 (US) Dolezal Tchecoslov Influence of defects on creep strength of welded joints Welding in the world - IIS (54,4415) 1989 aquie Komoze Sumitomo synthèse des travaux publiés sur la FRR du métal fondu en aciers Soudage et Techniques Connexes - IS 1990 Japon au CrMo Brear ERA life extension of high temperature process equipment Material Performance - NACE 1990 (UK) Lundin (US) Examination of creep rupture samples tested in hydrogen at Welding Research Council - Progress report 1990 elevated temperatures (56,4325) Rui Wu Suède Influence of postweld heat treatment on creep properties of 1Cr- Material Science and Technology - institute Mo welded joints of material (28,7511) Wedgood AEA Tech Non destructive methods for surveillance of changes in material Welding in the world - IIS (32,6884) 1993 (UK) properties and material damage De Witte Laborelec Behaviour of 2.25%Cr-1Mo base material an (repair ) weldments at Revue de la soudure, Belgique (34,6736) 1993 Belgique high temperature Rui Wu Suède Creep properties of 1Cr0.5Mo steel welded joints with controlled Welding in the world - IIS (38,6526) 1993 microstructures Stevick WRC (UK) Failure of welds at elevated temperatures Welding Research Council - Bulletin (19,8455) /14

126 Viswanathan EPRI Life assessment of superheater / reheater tubes in fossil boilers Journal of Pressure Vessel Technology (US) vol116/fév - ASME (21,8104) Paris EDF Nondestructive evaluation of creep damage : which technique to Bulletin du Cercle d'etude des Métaux 1995 Renardière choose (7,10973) Masuyama Japon Life assessment and extension of welded structures for high Welding Research Council - Welding 1995 temperature components Research Abroad (33,6873) Ueda Japon establishment of computational welding mechanics Japan Welding Research Institute (12,10438) 1995 Canale IS (Italie) Comparaison des calculs et des résultats expérimentaux dans le domaine de l'évaluation de durée de vie résiduelle Khromchenkov (russe) Evaluation of the residual life of welded joints in steamlines under creep conditions Shyu (UK) Ultrasonic backscattering system with split-spectrum processing for HAZ creep damage evaluation Nonaka IHI recent techniques for residual life assessment of materials service (Japon) fossil fuel firing aged power plants Kumar (DK) life assessment for high temperature components - techniques and models Viswanathan EPRI Performance of repair welds on service aged 2,25Cr 1Mo girth (US) weldments Welding International (3,11355) 1996 Welding International (4,11354) 1996 Insight - Journal of the British Institute of NDT (13,10045) Advances in Fracture Research: International Conference Fracture Advances in Fracture Research: International Conference Fracture Journal of Pressure Vessel Technology - vol119/nov - ASME /14

127 B7 UFIP J. des Déserts Retour d'expérience sur la maintenance de bacs d'hydrocarbures

128

129 Plan de modernisation bacs de stockage Retour d expérience du logisticien BAC 1 - Objectifs/Réalisations de 2010 Création de Procédures/Cahiers des Charges : BAC PG 023 Maitrise du vieillissement des réservoirs, BAC CC 231 Contrôles géométriques verticalité rotondité nivellement, BAC CC 232 Contrôles géométriques bac internes, BAC CC 233 Méthode de calcul de la criticité bac, BAC CC 234 Baremage et relevés pour sondes de niveaux, BAC CC 235 Inspection bac, BAC CC 236 Contrôles de bac, BAC CC 237 Essais hydrostatiques des bacs 2-27èmes Journées GEMER juin 2012 Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures

130 2011 Bénéfices de la nouvelle méthode Minimiser les indisponibilités liées aux travaux imprévus, Inspections anticipées (1 an avant ouverture décennale) Contrats cadres (ND, chaudronnerie, ) disponibilité des entreprises Pilotage par le chargé de maintenance bacs avec support de sociétés d inspection externes Maîtriser les coûts en s assurant qu on ne réalise que les travaux nécessaires et suffisants Suivi par le chargé de maintenance bacs Meilleure appréhension des risques liés à l exploitation des bacs opérés Réduire la criticité «réelle» travaux (chaudronnerie, peinture) Réduire la criticité liée au manque d informations inspections (décennales, quinquennales, ) èmes Journées GEMER juin 2012 Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures 2012 Evaluation de la criticité Mise en place d une méthode de calcul simplifiée, par rapport à la méthode actuelle, alignée sur la notation de criticité Risk Based Inspection (RBI) présentée dans les guides professionnels 2011 méthode acceptée par l administration, et permettant de comparer les bacs des dépôts opérés à ceux opérés par des tiers FAIT avec méthode EEMUA 159 pas forcément adapté au parc de stockage (état, environnement, produits, ), manque des données intéressantes par rapport aux toits flottants, Du fait de la réduction significative et globale de l indice de criticité des bacs, nécessité d adapter la méthode de calcul actuelle : Principe de la focale sur certains paramètres critiques (paramètres dont les valeurs sont à la limite d un code d inspection par exemple, ), Apport de précisions sur points spécifiques (vitesse de corrosion adaptée à chaque bac, ) suite REX de 2008 à èmes Journées GEMER juin 2012 Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures

131 Evolution indice criticité actualisée (BAC CC 233) En 2011, baisse significative du nombre de réservoirs avec indice de criticité élevé, malgré processus de vieillissement qui se poursuit, grâce : Travaux réalisés lors des arrêts décennaux, Inspections en service (quinquennales et anticipées) permettant d augmenter le taux de remplissage de la base de données bacs, et ainsi diminuer la valeur de l indice de criticité attribuée par défaut, Mise hors exploitation de plusieurs bacs avec indices de criticité élevés, 5-27èmes Journées GEMER juin 2012 Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures Analyse de criticité des bacs Comparatif des méthodes EEMUA 159 & BAC CC èmes Journées GEMER juin 2012 Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures

132 Des différences de fond entre les méthodes Méthode BAC CC 233 Méthode EEMUA159 Calcul de la criticité Calcul de la GRAVITE de défaillance Réalisation des calculs Paramètres étudiés pour la probabilité de défaillance Calcul d une probabilité de défaillance globale du bac NON : hypothèse que la gravité est toujours forte dans les dépôts (effet domino, environnement des sites Calcul de la criticité Proba & gravité, pour le fond, le toit et la robe. Les MMRI ne sont pas pris en compte dans l analyse (ils peuvent argumenter, à posteriori, une criticité forte) Somme pondérée en fonction des thématiques + croisement matriciel des données intermédiaires 25 paramètres techniques adaptés à nos méthodes de CND permettant de limiter les interprétations / subjectivité Idem mais calculée séparément pour chaque élément du bac ; la criticité du bac est celle de l élément le plus critique 19 paramètres techniques + 27 paramètres de CSQ +13 paramètres (confiance) = 60 paramètres Objectif de l évaluation 7 Compléter les contrôles si les données n existent pas (mesures de tassements, épaisseurs, nuances...) ou Ajuster une durée de service limitée à 10 ans (donc à la baisse) Calculer les durées de vie résiduelles pour chaque élément du bac et les affiner par rapport à la criticité Différences de fond entre les méthodes Méthode BAC CC 233 Méthode EEMUA159 Cotation pour le type de fond Corrosivité du produit Toits flottants externes et écrans Influence du type de contrôle Analyses des résultats d inspection 8 Hypothèses : Les bacs ont 40 ans et sont purgés fréquemment : Une forme convexe multiplie donc les zones de corrosion sur le bac, au niveau de la zone critique Un fond CONVEXE est le + critique Les gasoil / fioul sont un peu plus corrosifs que l essence -> M.à J. de la BAC CC 233 Evalués pour les résultats de ctrl et pour le risque corrosion du fond induit par l absence de toit fixe Le niveau de contrôle est intégré pour chaque élément Une évaluation bonne, moyenne ou mauvaise est réalisée pour chaque élément du bac, y/c pour les tassements du bac Uniquement pour les bacs chaud (bacs à T ambiante??) à chaud, l agent corrosif (eau / bactéries) se comporte différemment. Un fond CONCAVE est le + critique L essence est un peu plus corrosive que le gasoil ou le fioul (vapeur ) Les TFE ne sont pas analysés. L effet des écrans flottants int. n est pas pris en compte pour la corrosion des toits fixes liée aux vapeurs d essence Non intégré dans la criticité, mais dans un facteur de crédit (+/- 10%), à appliquer à la durée de vie résiduelle Seuls les mesures d épaisseurs du fond, de toit et de la robe sont intégrés. Les tassements du bac ne sont étudiés que pour leur impact sur les piquages : ils impactent la durée de vie uniquement (voir ci-dessus)

133 Analyse du parc BAC selon EMMUA159 Les graphiques représentent le nombre de bac du parc BAC (156) par catégorie de criticité La cotation des 60 paramètres nécessiterait quelques semaines supplémentaires d étude ainsi que la participation de RII et de HSEQ pour ajuster les conséquences de défaillance de chaque élément de chaque bac. Peu de similitudes dans les résultats, L EEMUA permet d analyser les causes et CSQ des défaillances possibles pour chaque élément du bac afin d ajuster l intervalle avant l inspection de cet élément. Cette méthode n évalue que des taux de corrosion (tassements, soudures?? ) La BAC CC 233 mélange les 26 paramètres techniques les plus pertinents (mesurables et quantifiables objectivement) afin d obtenir une note global représentant son état moyen et permettant de réduire si besoin l intervalle prévu avant la prochaine inspection. Ces 2 méthodes doivent être complétées d une analyse exhaustive 9 En première approche, le parc est plus critique avec l EEMUA. Mais cette tendance peut être inversée (et justifiée) par une analyse plus fine Constats et Conclusion La méthode EEMUA est adaptée pour évaluer un parc complexe (bac réchauffés ) quelles que soient les méthodes d exploitation Des ajustements seraient nécessaires sur la méthode EEMUA pour qu elle soit pertinente sur le parc BAC (à la manière du raffinage): Ajout d une feuille n 5 pour l évaluation des TFE, Reprendre le tableau des taux de corrosion par défaut (bien trop pénalisants sur nos produits) Ajout de l écran flottant comme alternative à l inertage (pas de vapeur!), Ajout pour chaque question d une réponse «inconnue» Correction de la table des taux de corrosion par défaut (REX BAC : min au lieu des max ) Ajout de l évaluation des tassements (verticalité / tass. différentiels / tass. Internes..) Cotation fine des CSQ de défaillance avec RII et HSEQDD (scénario d EDD / éléments / bac ) La méthode d évaluation de la BAC CC 233 est adaptée au parc BAC, les paramètres similaires (absence de calorifuge ) ont été éliminés car ils ne permettent pas de différencier les bacs les uns des autres (et donc de définir les priorités)) Modifications à intégrer dans la BAC CC 233 : Dans la fiche de criticité bac, Indiquer a durée de vie calculée la plus courte parmi tous les éléments du bac (V1 ; V2 ; V3 ; ; Vn ; Fond ; Toit ) Dans la table de paramètre des produits, inverser les cotations de l essence et du gasoil En fait la méthode BAC CC 233 est redondante d une analyse complète (selon EEMUA ou CODRES 2). C est ce rapport d inspection décennal qui valide que le bac est apte au service. Cette méthode ne servira donc plus que d indicateur dès que toutes les données auront été saisies! 10

134 Expertise bac 43 Dépôt Pétrolier de BAC sur ILL h Réservoir n : 506 h Diamètre : 20 m h Capacité au NE 2815 m 3 h Hauteur robe 12.6 m h Dépôt BAC sur ILL h Toit Toit flottant externe h Année de construction 1965 h Type de produit : Essence SP98 Synthèse et conclusion : Suite à l inspection d IMRAT fin 2010, la Ht d exploitation a été limitée à 3.6m. Suite aux contrôles d épaisseur de robe réalisés en février 2011, l épaisseur de la robe pour V4, V5 et V6 est insuffisante : Non conforme pour la tenue hydrostatique et pour la tenue au vent. Nous préconisons l arrêt du réservoir dans les meilleurs délais Jusqu à cet arrêt, un contrôle visuel de la robe (intérieur et extérieur) doit confirmer l absence de déformation de celle-ci avant tout remplissage en produit Jusqu à cet arrêt, ne pas dépasser 3.6m de hauteur de produit en bac 11 - RM/MKE/FR/LOG/DEP/ST, Séminaire chefs de dépôt, Juin 2010 Plan de modernisation bacs de stockage Retour d expérience du consommateur ELEC 27 ème Journées GEMER Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures

135 Lancement d un projet national «Parc-Fioul» Objectifs : Se mettre en conformité par rapports aux prescriptions des arrêtés (03 et 04/10/2010) sur tous les sites du parc thermique àflamme ELEC Etats initiaux, Plans de maintenance, Systèmes de protection incendie Parc concerné 41 bacs : sur 14 sites Capacité utile totale : m3 Le plus petit bac: m3 Le plus gros bac: m3 Capacité site la plus importante : m3 27 ème Journées GEMER Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures Actions menées au niveau national Séminaire avec tous les sites du parc thermique à flamme ELEC : Sensibilisation sur les prescriptions des 2 arrêtés, Déclinaison du guide réservoir DT94 : Rédaction d un PMS (Plan de Maintenance Standard national) Déclinaison sur les sites du PMS en PLM (plan local de maintenance) Lancement d une opération «coup de poing» par une campagne d inspections externes et d émission acoustique sur les réservoirs. Objectifs : Avoir un état des lieux des réservoirs, Faire une planification des inspections internes. 27 ème Journées GEMER Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures

136 Résultat de l opération «coup de poing» Corrosion constatée sur plusieurs réservoirs : Toit - robe bordure annulaire, et principalement sous les calorifuges qui n avaient pas souvent été démontés. Trous au niveau de certains toits Problèmes au niveau du génie civil (pb de pente pour l écoulement des eaux pluviales, fissuration de massif, fissuration dans des rétentions, pb d assise de réservoirs ) Les écoutes acoustiques ont donné des classements qui nous paraissent en cohérence avec l état général des réservoirs. 27 ème Journées GEMER Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures Résultat de l opération «coup de poing» ACFM:contrôle des soudures de tôles. ACFM:contrôle des soudures de tôles. 27 ème Journées GEMER Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures

137 Résultat de l opération «coup de poing» Contrôle des soudures robe/fond 27 ème Journées GEMER Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures Résultat de l opération «coup de poing» ACFM :contrôle des soudures robe/fond Contrôle acoustique tôles de fond 27 ème Journées GEMER Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures

138 Résultat de l opération «coup de poing» Forte corrosion sur robe Mesure d épaisseur après sablage 27 ème Journées GEMER Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures Actions engagées suite à l opération «coup de poing» Mise à l arrêt de certains réservoirs (site non pérennes ) Planification des arrêts selon risque évalué, Enrichissement du REX dans le domaine de l émission acoustique, Mise en place d un groupe de travail sur les différents CND. 27 ème Journées GEMER Retour d expérience sur la maintenance de bacs d hydrocarbures

139 "Flash Corrosion n 3" Total O. Navone Fissuration de la calandre d'un rebouilleur d'un splitter d'essence

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141 Fissuration d une calandre de rebouilleur sur unité de traitement des essences Olivier NAVONE Service inspection Raffinerie de Feyzin Journée GEMER 2012 Flash Corrosion Chronologie de la défaillance d Août 2010 Lors de la remise en service du rebouilleur l exploitant détecte des fuites au niveau de la soudure de la bride de corps de la calandre. Le rebouilleur a donc été ouvert. A l'ouverture un important dépôt basique (ph = 14) et des fissurations ont été observées. Afin de statuer sur le mode de dégradation, un échantillon a été envoyé pour expertise. 2 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion

142 Enquête Une discussion avec l exploitant a permis d apprendre que depuis 18 mois, il traite dans cette unité des essences de FCC qui étaient Méroxées Il y a eu entrainement de soude du Mérox 18 mois avant (Mérox sous dimensionné) et la décision avait été prise de ne plus Méroxer les essences avant traitement. 3 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion Informations complémentaires Conditions de fonctionnement: - calandre en acier carbone non détensionnée, - vapeur VP ou VM côté intérieur tubes et essence C9/C12 pour 25% et C6/C8 pour 75% dans la calandre, - pression de service : 1 bar, - température : 155 C. 4 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion

143 Positionnement de l échangeur dans le circuit 5 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion Vue de la Fuite Fuite 6 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion

144 Vues pendant l extraction Important dépôt présent en partie basse de l échangeur 7 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion Vue de la calandre après contrôle magnéto 8 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion

145 Expertise Le dépôt a été analysé au MEB : Analyse du dépôt Eléments majoritaires (> 10%m) Analyse élémentaire MEB Eléments présents (> 1 %m) Traces (< 1 %m) Dépôt de la calandre C 72 % Fe : 12 % S : 6 % O : 6 % Na : 5 % Le dépôt est principalement composé de carbone, fer, oxygène et soufre. Néanmoins, une forte teneur en sodium a été mesurée : 5%. Cet élément peu être considérer comme un marqueur de la présence de soude Journée GEMER 2012 Flash Corrosion Expertise 10 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion

146 Expertise 11 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion Expertise Les fissurations peuvent être caractérisées de la manière suivante : - amorcées en paroi interne, - intergranulaire ramifiées. Cette morphologie de dégradation sur un acier carbone est caractéristique d'une corrosion sous contraintes par une base 12 - Journée GEMER 2012 Flash Corrosion

147 Analyse des causes de cet incident L'expertise a mis en évidence les faits suivant : - embarquement de soude avéré, - dépôt de ph = 14 au droit des fissures, - présence de sodium dans le dépôt, - fissuration localisée au niveau des soudures de la calandre, - fissuration intergranulaire ramifiée du métal. L'exploitation des examens réalisés sur l'échantillon permet de conclure que le phénomène de fissuration est dû à une corrosion sous contraintes par la soude, conformément à l'hypothèse de départ Journée GEMER 2012 Flash Corrosion Analyse des causes de cet incident Un embarquement de soude sur une soudure en acier carbone non détensionnée, se traduit à 155 C par une dégradation par fissuration du métal Journée GEMER 2012 Flash Corrosion

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149 "Flash Corrosion n 6" ExxonMobil S. Authier Blistering sur une tuyauterie d'hydrogène usine

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151 Flash corrosion n 6 : Blistering sur une tuyauterie d hydrogène usine (treat gas) S. AUTHIER Juin 2012 This presentation includes forward-looking statements. Actual future conditions (including economic conditions, energy demand, and energy supply) could differ materially due to changes in technology, the development of new supply sources, political events, demographic changes, and other factors discussed herein (and in Item 1 of ExxonMobil s latest report on Form 10-K). This material is not to be reproduced without the permission of Exxon Mobil Corporation. Introduction En octobre 2010, détection de blisters sur une ligne retour gaz d hydrogénation vers section traitement, remplacée pour cause de corrosion sous calorifuge. 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012

152 Caractéristiques de la ligne Ligne retour gaz de traitement usé vers unité d amine. Retour réacteurs d hydrogénation d une unité de distillation Diamètre : 10 Age : 40 ans Température de service : ambiante Pression : 8 bar rel. Fluide : hydrogène, méthane, H2S 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012 Problème Les contrôles liés à la fissuration par l H2S humide ne sont pas requis pour les tubes étirés sans soudure. Expérience plusieurs décennies Faible ou aucune susceptibilité de ce matériel à l attaque par l H2S humide. Envoi d un tronçon au laboratoire pour expertise. 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012

153 Macrographies Confirmation de la présence de blisters principalement vers la surface interne de la tuyauterie. Lors de la coupe, ouverture de 2 cm indiquant la présence de contraintes résiduelles significatives. 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012 Micrographies Phénomène HIC 100X Blisters dans des zones à forte concentration d inclusions non métalliques 500X 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012

154 Micrographies Présence d une soudure longitudinale 10X 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012 Conclusion Les contrôles liés à la fissuration par l H2S humide ne sont pas requis pour les tubes étirés sans soudure. Mais Il faut être certain que ce sont des tubes étirés sans soudure. 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012

155 "Flash Corrosion n 7" ExxonMobil F. Cadoret Oxydation à chaud de petits piquages sur circuit reforming catalytique en 1,25% Cr

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157 OXYDATION A CHAUD DE PIQUAGES SUR CIRCUIT REFORMEUR CATALYTIQUE Francois Cadoret Raffinerie Esso Fos sur mer GEMER 2012 This presentation includes forward-looking statements. Actual future conditions (including economic conditions, energy demand, and energy supply) could differ materially due to changes in technology, the development of new supply sources, political events, demographic changes, and other factors discussed herein (and in Item 1A of ExxonMobil s latest report on Form 10-K or information set forth under "factors affecting future results" on the "investors" page of our website at This material is not to be reproduced without the permission of Exxon Mobil Corporation. Schéma process reforming Proprietary 2

158 Description : Circuit reformeur catalytique semi-regen Matière 1.25 Cr (A335-P11) Construction : 1974 Température de service : degc Tuyauterie principale 18, e =29mm, calorifugée Diagnostic : Oxydation à chaud localisée Plus ou moins marqué en fonction de la consistance des oxydes et de leur tenue lors des variations de température, d où un profil caractéristique Actions : Inventaire de l ensemble des piquages des circuits potentiellement concernés Analyse du taux de corrosion et vérification de la durée de vie résiduelle pour chaque piquage Suivi de l évolution Remplace ment ou rechargement localisé des piquages les plus faibles lors des grands Arrêts Phénomène déjà évoqué dans fiche REX 069 en 2005 Proprietary 3 Exemple de dégradation Proprietary 4

159 Proprietary 5

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161 "Flash Corrosion n 9" ExxonMobil S. Authier Corrosion d'un appareil au niveau de son support

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163 Flash corrosion n 9 : Corrosion d un appareil au niveau de son support S. AUTHIER / S. GAFFE Juin 2012 This presentation includes forward-looking statements. Actual future conditions (including economic conditions, energy demand, and energy supply) could differ materially due to changes in technology, the development of new supply sources, political events, demographic changes, and other factors discussed herein (and in Item 1 of ExxonMobil s latest report on Form 10-K). This material is not to be reproduced without the permission of Exxon Mobil Corporation. Introduction La corrosion aux supports Un mode de dégradation bien connu Un mécanisme de corrosion expliqué Systématiquement considéré dans les plans d inspection de tuyauteries Mais 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012

164 Corrosion d un appareil au niveau de son support Ballon horizontal reposant sur des berceaux en béton Acier carbone Nu En service depuis 1966 Température de service = 45 C Atmosphère : Classe C4 suivant ISO èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012 Corrosion d un appareil au niveau de son support Zone de contact Présence d oxydes entre les selles de renfort et les massifs béton Demande de scanning US de la zone depuis l intérieur du ballon Perte d épaisseur externe (~ 1.5 mm) de la virole Demande de levage et calage du ballon 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012

165 Corrosion d un appareil au niveau de son support Selle de renfort percée (épaisseur d origine 6,0 mm) 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012 Conclusion La corrosion aux supports Affecte aussi les appareils horizontaux reposant sur des berceaux non soudés en continu Selles de renfort = surépaisseur de corrosion additionnelle = phénomène retardé Retard d environ ans par rapport aux tuyauteries 27èmes Journées du Groupe d Etudes des Matériaux en Raffinerie Dunkerque 27 et 28 juin 2012

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167 "Flash Corrosion n 10" Total M. Richez Corrosion de la canne d'injection d'eau de lavage sur unité HDS

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169 CORROSION D UNE CANNE D EAU DE LAVAGE SUR UNE UNITÉ D HDS GEMER Dunkerque 27 et 28 juin 2012 CORROSION D UNE CANNE D EAU DE LAVAGE SUR UNE UNITÉ D HDS GEMER Dunkerque 27 et 28 juin 2012

170 GÉNÉRALITÉS Unité concernée : HDS 50 bars La boucle réactionnelle est munie d une injection d eau de lavage en amont des aéroréfrigérants de la boucle réactionnelle. Ce point d injection fait l objet d un plan d inspection établi selon les recommandation de l API RP 570 Corrosion d une canne d eau de lavage sur une unité d HDS GEMER 2012 Dunkerque 27 et 28 juin RÉSULTATS D INSPECTION - L inspection révèle des pertes d épaisseur. - Une radio est tirée. Elle montre que la canne d injection est montée à l envers. Décision est prise de démonter et de remettre la canne en place lors du prochain arrêt d exploitation 3 mois plus tard. - Par ailleurs, il est fait état de dysfonctionnement du dispositif de lavage depuis plusieurs mois. Noter l absence de détrompeur Fort encrassement de la canne Corrosion d'une canne d'injection d'eau de lavage sur unité HDS- GEMER Dunkerque 27 et 28 juin

171 -Au démontage, il apparaît que le tronçon de tuyauterie d injection d eau, situé entre la vanne et la tuyauterie process, est très fortement corrodé, au point de se briser lors des opération de maintenance. - Le tronçon de tuyauterie attaché à la canne, s est comporté comme un bout mort ou se sont déposés des sels de chlorure et sulfure d ammonium. Corrosion d'une canne d'injection d'eau de lavage sur unité HDS- GEMER Dunkerque 27 et 28 juin CONCLUSIONS - Les cannes d injection de produit chimique, d eau de lavage ou de mélange doivent être équipées de détrompeurs s il y a possibilité d erreur lors du montage. - Les injections d eau prévues pour fonctionner en continu, doivent être l objet d un COCL pour s assurer de leur fonctionnement effectif. - Les recommandations de l API RP 570, n attire pas l attention sur des risques potentiels de corrosion en amont de la canne, et ne donnent pas de recommandation sur les contrôles. - Le choix d une métallurgie adaptée (625 ou similaire) est nécessaire jusqu à la première vanne de barrage sur les injections d eau de lavage intermittentes quand il existe un risque de dépôts de sels. Corrosion d'une canne d'injection d'eau de lavage sur unité HDS- GEMER Dunkerque 27 et 28 juin