Les Etapes de Dimensionnement Des Pipelines [PDF]

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II) LE TRANSPORT PAR PIPELINES

On désigne par pipeline une conduite composée de tubes assemblés et permettant de transporter un fluide sur une grande distance. C'est aux États-Unis en 1865 que fut utilisée, pour la première fois, une conduite pour évacuer la production d'un gisement. Depuis lors, l'emploi de ce mode de transport des hydrocarbures liquides ou gazeux s'est généralisé, d'abord aux États-Unis, puis dans le reste du monde. À l'heure actuelle, le réseau mondial en service atteint plus de 1 million de kilomètres de conduites, dont près des trois quarts sont utilisées pour le transport du pétrole brut et le reste pour le transport des produits finis. Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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Toumi Taieb ; Ingénieur Spécialiste en Pipelines , Expert dans les risques pétroliers

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Le transport des hydrocarbures par pipeline est utilisé dans les trois cas suivants : a)

Pour le pétrole brut : 

Le pipeline est utilisé pour transporter les produits extraits des champs de

production jusqu’aux ports pour y être ensuite chargés par les bateaux . Exp :les pipelines de TRAPSA ou de CTKCP. 

Le pipeline intervient aussi pour permettre l’alimentation des raffineries en

brut à partir des ports de déchargement b) Pour les produits raffinés : Le pipeline fait également partie du système de transport et de distribution

des

produits raffinés en reliant en aval les raffineries aux centres de stockage et de distribution des produits pétroliers . Exp: C’est le cas du pipeline de la SOTRAPIL . Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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1) Les étapes de conception d’un pipeline L’étude du trafic L’objet de cette étape est de définir la capacité du pipeline en projet:  En prenant en considération le trafic potentiel qui s’offre au pipeline à court, moyen et long terme,  Selon l’horizon de saturation préconisé et qui tient compte de la duré de vie du pipeline de l’ordre de 30 à 40 ans. Notons que le calcul du débit de dimensionnement prend généralement en considération un taux d’utilisation maximum de 85% (15% du temps annuel est réservé aux travaux d’entretien du pipeline)

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Exemple 1 : Déterminer le débit de dimensionnement d’un pipeline prévu pour l’approvisionnement en produits pétroliers d’une zone de consommation dont la consommation actuelle est de 500 mille m3 par an et dont le taux d’évolution annuel est de 3.5 %/an. On considère pour ce pipeline un horizon de saturation de 30 ans. La capacité maximal annuel serait égal à :500 000x(1,035)30≈1400 000m3  Le débit de dimensionnement sera pris égal au débit de saturation soit 1400 000/(365x24x0.85)=189 m3/H.  Alors que le débit de démarrage du pipeline ( si on considère qu’il faut trois ans pour la réalisation) serait égal à : 500 000 (1.035)3/(365x24x0.85)=75m3/H, soit un taux d’utilisation de 40%.

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Exemple 2 : On veut réaliser un pipeline pour transporter la production d’un gisement de brut ayant le profil de production suivant : De l’année 1 à l’année 3:1 MT/an De l’année 4à l’année 10 : 2.5 MT/an Le niveau de production tombera dès le 11eme année à 0.8 MT/an.

Déterminer le débit de dimensionnement et apprécier l’évolution du taux d’utilisation. Le débit de dimensionnement correspond au niveau de la production maximale égale à 2.5 MT obtenu à partir de l’année 4 , soit : 2500 000 /(365*24*0.85)=336m3/H. A partir de la onzième année, le débit moyen de fonctionnement de pipeline baissera à 107 m3/H ce qui correspond à un taux d’utilisation d’àpeine 32 % . Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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Les spécifications des produits transportés La conception des pipelines dépendent des caractéristiques des produits transportés  Il faut d’abord connaitre les paramètres clés qui interviennent dans la détermination des pertes de charge en ligne et donc dans le dimensionnement du pipeline , à savoir; la densité(d) et la viscosité cinématique (γ).  Il est également nécessaire de connaitre les autres spécifications des produits transportés et ce dans l’objectif de prévoir les moyens et instruments a mettre en place (notamment dans le cas de pipeline multi-produit ) au niveau des terminaux du pipeline pour:  Lui assurer les conditions d’exploitation et de maintenance requises  Préserver la qualité et la quantité des produits transportés

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Classification des gisements On distingue différents gisements d’hydrocarbures :  Gisements de gaz : hydrocarbures très légers contenant plus de 90 % de méthane.  Gisements de pétrole léger : le brut est visqueux et se rapproche du gazole, c’est le cas, notamment , des gisements sahariens, exemple: zarzaitine  Gisements de pétrole équilibré : le brut contient à la fois des hydrocarbures légers et lourds, c’est le cas, par exemple, des gisements du Moyen-Orient.  Gisements de pétrole lourd : le brut ne contient que des hydrocarbures lourds et ne coule pratiquement pas à la température ambiante, c’est le cas, par exemple, des gisements d’Amérique du sud.

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Classification des pétroles brut Suivant leur origine, les pétroles bruts, de composition très variable, ont été classés ainsi :  Les paraffiniques : ils donnent des carburants riches et des lubrifiants de haute qualité.

 Les naphténiques : ils donnent des huiles lubrifiantes de faible viscosité.  Les aromatiques : plus rares mais conférant un indice de performance élevé pour le kérosène (carburant aviation).  Les oléfiniques : ils donnent des combustibles lourds et des lubrifiants.  Les mixtes : ce sont les bruts du Moyen-Orient qui sont un mélange des types précédents.

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Traitement du pétrole DISTILLATION

TRANSFORMATION

RAFFINAGE Gaz liquéfiés Essence

Distillation atmosphérique

Reforming

Essences spéciales Kérosène Gazole Fioul domestique

Cracking

Fioul léger Fioul lourd

Distillation sous vide

Huiles Bitumes Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers10

Principales Caractéristiques du pétrole brut

 Masse volumique, densité à 15°C/4°C (15°C par rapport à l’eau à 4°C) ou en d° API= (141.5/densité relative)-131.5

 Soufre total en % de poids  Soufre mercaptans en % de poids

Hydrogène sulfuré en % poids

Viscosité en cst à 0°C ou 20 °C

Acidité en mg de KOH/g (KOH = potasse)

Point d’écoulement ou point de congélation en °C

 Cendres en % poids

 Teneur en eau en % de volume Teneur en sédiments en % de volume

Tension de Vapeur Reid TVR à 37,8°C en g/cm²

 Paraffines en % pds  Asphaltènes en % pds NaCl en mg/l Nickel, Vanadium, Sodium

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Tableau des Principales caractéristiques des bruts Tunisiens Caractéristiques

Zarzaitine melange

AShtart

Densité à 15°C API

0.813 42.5

0,8 76 30

Viscosité à 37.8°C

3,3 cSt

11,9 cSt

-18 °C

+6 °C

/

14

0.08

0.99

Teneur en souffre mercaptans mg/kg

7

5

Teneur en paraffines

% poids

/

8

%poids

/

/

/

0.5

Point de trouble Point d’écoulement Tension vapeur TVP à 37.8 °C en Kpa Teneur en souffre %poids

Teneur en asphaltènes Teneur NaCl mg/kg Eau et sédiments % V

0.05 Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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Classification des produits finis On peut classer ainsi les produits finis :



Les produits très légers : gaz de pétrole (propane, butane…)



Les produits légers ou distillats : Essences, Kérosène, Gas oil, Fioul

domestique…



Les produits lourds ou résidus lourds : Fioul lourd, bitume…

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Principales Spécifications: Les spécifications de l’essence sans plomb: la norme tunisienne 04.54 Propriétés Indice d’octane RON Teneur en plomb Teneur en benzène Masse volumique Teneur en souffre Teneur en gommes Corrosion à la lame de cuivre (3h à 50°) Couleur Pression de vapeur à 37.8°C -Période hivernale Période estivale Pourcentage évaporé à 70°C Pourcentage évaporé à 100 °C Pourcentage évaporé à 150°C Point final d’ébullition

Limites Minimum 95 720 KG/m3 Classe 1

Maximum 99 5mg/l 4% 780 kg/m3 150mg/kg 5 mg/100 ml

Clair et limpide 50 Kipa 45 kpa 20 % 40 % 75 %

80 Kpa 65 Kpa 50 71 210

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Le choix du produit de dimensionnement

Dans le cas de pipeline multi produit les caractéristiques des produits et notamment sa masse volumique et sa viscosité qui interviennent dans le calcul des pertes de charges et donc dans le dimensionnement de la conduite changent d’un produit à l’autre Même dans le cas de pipeline de transport de brut , on peut être amenés à transporter dans la même conduite des produits issues de différents gisements avec des caractéristiques sensiblement différentes . Ainsi et afin d’assurer au pipeline les performances définies lors de sa conception, le dimensionnement s’effectue en considérant le produit correspondant à la viscosité et la masse volumique les plus fortes : Produit de dimensionnement (le gas oil dans le cas du cas du pipeline multi produit)

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L’étude de tracé Avant d’entamer l’étude de tracé à adopter pour le projet de pipeline, il est nécessaire de connaitre les emplacements exacts des points de départ et d’arrivée du pipeline qui sont généralement choisis en tenant compte des lieux des installations de chargement et de déchargement. Dans certains cas le choix de l’emplacement du terminal nécessite l’étude de plusieurs alternatives de site avant d’aboutir au site le plus propice

Exemple1: cas du pipeline devant transporter la production de plusieurs gisements Exemple 2: cas d’un pipeline devant alimenter en produits finis une zone de consommation donnée.

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Étape 1 : Étude préliminaire sur cartes et photographies aériennes Cette étude consistera à identifier toutes les alternatives de tracé envisageables à priori. Étape 2 : Reconnaissance sur terrain.

Lors de cette étude toutes les variantes retenues seront analysées et comparées en prenant en considération les paramètres suivants : La longueur du tracé

L’altimétrie du terrain,

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Le nombre des points dits particuliers ; (traversées des routes, de pistes, de chemins de fers, de conduites souterraines) Le nombre et l’importance des points spéciaux : (traversées d’oueds) La nature et la vocation du terrain : urbain ou rural Pour les terrains agricoles : la nature et l’importance des cultures, La nature du sol : rocheux, marécageux, sablonneux,, Les contraintes d’ordre foncières,

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L’étude d’impact du projet sur l’environnement. Les Textes de référence Loi n° 88-91 du 2/08/1988 portant création de l’Agence Nationale de Protection de l’Environnement (ANPE), modifiée par la loi n°14-2001 du 30/01/2001. Le décret n°362-91 du 31/03/1991 modifié par le décret N°1991 11/07/2005réglementant les procédures d’élaboration et d’approbation des études d'impact .  La loi 95-50 du 26/12/1995 relative aux travaux d’établissement , de pose et d’exploitation des pipelines

L’objet de l’étude

L’objet d’une telle étude est: d’identifier et d’analyser les impacts potentiels susceptibles d’être générés par le projet sur l’environnement, aussi bien pendant la période de réalisation que durant son exploitation De prévoir et de proposer les mesures à mettre en place pour les atténuer, Le choix de l’alternative la plus avantageuse s’effectue sur le plan économique mais aussi sur le plan de son impact sur l’environnement . Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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L’Étude de sécurité Cette étude comprend en général les prestations suivantes :

 Une évaluation des risques d’accidents potentiels susceptibles d’intervenir au niveau de l’installation qu’ils soient d’origine interne ou externe ;  Une évaluation des mesures techniques et organisationnelles à mettre en place

pour réduire les risques pour les travailleurs, et les zones urbanisées avoisinantes ;  La liste des mesures à mettre en place conformément aux exigences de la réglementations et normes de référence dans le secteur concerné  Evaluation des performances des barrières de sécurité techniques et organisationnelles permettant la maîtrise des risques, en liaison avec les scénarios d’accidents identifiés Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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Les études topographiques Les études topographiques sont généralement réalisées pour le tracé définitif du pipeline et ont essentiellement pour objet d’établir les plans topographiques de pose. Ces travaux comprennent essentiellement: a)les opérations préalables de piquetage et de matérialisation du tracé au moyen de piquets repères qui seront placés dans l'axe du tracé. b)levé topographique et établissement des plans de pose avec localisation et report :  Des constructions diverses et obstacles de surface  Des réseaux d'infrastructures aériennes ( voies de chemin de fer, routes, courants d’eau, caniveaux )  Des ouvrages souterrains (câbles électriques et téléphoniques, conduites d’eau et des eaux usées ….)  Les relevés bathymétriques  Les plans topographiques des points de passage spéciaux et particuliers, Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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Les opérations foncières et servitudes de passage

Ces opérations qui revêtent un importance capital dans la gestion du projet de pipeline ont pour objet de disposer tout le long du tracé du pipeline des servitudes nécessaires pour:

Réaliser les travaux de pose des pipelines et installations annexes: bande de servitude dite faible (acquise pour la durée du chantier) dont la largeur est fonction du diamètre de la conduite (10 à 12 mètres pour un pipeline de 10’’  Surveiller , entretenir et intervenir à chaque nécessité sur le pipeline : bande de servitude dite forte (acquise pour la durée de vie de l’ouvrage ) dont la largeur est fonction du diamètre de la conduite (environ 5m pour un pipeline de 10’. L’acquisition de ces servitudes fera l’objet de conventions qui seront conclues avec les propriétaires des terrains traversés par le tracé et ce après négociation de la valeur de la servitude forte et de l’indemnisation des dommages occasionnés pendant les travaux . Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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Il est à rappeler que la loi 95-50 du 12/06/1995 modifiant et complétant la loi 8260 stipule que pour les canalisations d’intérêt public destinés au transport des hydrocarbures, les terrains privés nécessaires à la pose et à l’exploitation des canalisations sont grevés de servitudes d’utilité provisoire ou permanente .

Les cahiers des charges pour les travaux de pose doivent prévoir des dispositions particulières obligeant l’entreprise chargée de la construction du projet de respecter les limites de ces servitudes durant les travaux et de remettre en état les lieux à la fin du chantier

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L’étude de dimensionnement des pipelines Rappel des normes : a)

La norme Tunisienne :NT:109.02

Cette norme a pour principal objet de fixer les règles techniques essentielles pour la conception, la construction, l'entretien, et l'exploitation des pipelines afin que ces ouvrages présentent le niveau de sécurité minimum exigé pour assurer la protection des personnes, des biens et de l'environnement naturel.

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Les principales dispositions de cette norme:

1) Classement du tracé du pipeline en trois catégories : Catgorie1: domaine public et urbain Catégorie 2 : terrain rural et semi désertique Catégorie 3 : terrain rural et semi désertique 2) Les dispositions à respecter pour définir les spécifications des tubes et précise notamment les taux de contraintes à prendre en considération pour le calcul de la pression maximale et de l’épaisseur des tubes pour chacune des trois catégories de terrain du tracé du pipeline. 3) Les essais à effectuer en usine pour les tubes et accessoires et notamment : Les essais pour le contrôle en usine du coefficient de joint Les épreuves hydrauliques 4) Les règles à respecter pour la pose du pipeline 5) La procédure à respecter pour les épreuves à réaliser sur terrain pour le contrôle de l’étanchéité du pipeline Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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b) La Norme API 5L La presque totalité des tubes utilisés dans les installations pétrolières répondent aux spécifications de la Norme API 5L qui définissent :  Les modes de fabrication,  La composition chimiques des aciers  Les propriétés mécaniques requises,  Les conditions des épreuves hydrostatiques,  Les poids, dimensions et tolérance d’usinage  Les normes d’assemblage et de soudure  Les méthodes d’inspection

 Le marquage d’identification

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Les procèdes de fabrication Les principaux procèdes de fabrication des tubes : a) Tubés étirés sans soudure (seamless) Dans le cas de ce procédé le tube est forgé sans aucune ligne de jonction. Il est obtenu par mandrinage à chaud d’un lingot de métal. La norme autorise une opération de finissage à froid pour conférer à l’opération ; la forme , les dimensions et les procédés mécaniques désirés. b) Tubes soudés electriquement (electric welded) Le tube est obtenu à partir d’une feuille de métal enroulée comporte une ligne d’assemblage longitudinale

La soudure est réalisé par procédé électrique à l’arc: •Par resistance (ERW) •Ou par induction sans métal d’apport c) Tubes soudés automatiquement sans flux (Submerged Arc Weld) Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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La composition chimiques des aciers Les éléments d’addition: Les aciers sont, à la base, des alliages de fer et de carbone. C'est essentiellement la teneur en carbone qui confère à l'alliage les propriétés du métal qu'on appelle « acier ».

Plus on a de carbone, plus l'acier est dur. C’est ainsi qu’au départ les aciers sont classés en : aciers extra doux : %C < 0,15 % ; aciers doux : 0,15 % < %C < 0,2 % ; aciers durs : 0,4 % < %C < 0,6 % ; aciers extra durs : 0,6 % < %C. Ce classement a été quasiment abandonné de nos jours. En effet avec des éléments d'alliage et un traitement thermique approprié, on arrive à améliorer sensiblement les propriétés mécaniques de l’acier. en particulier :

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 Certains éléments facilitent la trempabilité, ce qui permet le formage à froid. C’est le cas du nickel (Ni) et du chrome à basse teneur (Cr)  Certains éléments renforcent l'acier, en piégeant les impuretés et en évitent la fragilisation (durcissement structural) : molybdène (Mo), titane (Ti), niobium (Nb), tungstène (W) ;  Certains éléments permettent de résister à la corrosion (rouille) : chrome à haute teneur(Cr). Les impuretés: présentes dans les ingrédients de haut fourneau qui serviront à produire l'acier ainsi que dans les aciers de récupération.: le soufre (S) et le phosphore (P) le plomb (Pb) et l'étain (Sn) et d'autres éléments à bas point de fusion comme l'arsenic (As), l'antimoine (Sb).

Les éléments d'accompagnement Permettent d’obtenir en final un acier conforme à la spécification. C'est le cas d'éléments comme l'aluminium, le silicium, le calcium.

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La Soudabilité de l’acier: La soudabilité d'un acier (aptitude à se souder facilement) est inversement proportionnelle à sa teneur en carbone, C'est ce qui explique, en partie, l'apparition des aciers faiblement alliés dont une partie du carbone est remplacée par des éléments comme le manganèse (Mn), le chrome (Cr), le nickel (Ni), le molybdène (Mo). Le tableau ci-dessous montre la teneur en poids recommandé et la teneur maximum pour certains éléments . Element

Carbone (C) Manganese (Mn) Silicium (SI) Soufre (S) Phosphore (P)

Composition

Taux optimal généralement recommandé (%) 0.06 to 0.25 0.35 to 0.80 0.10 or less 0.035 or less 0.030 or less

Taux maxi (%)

0.35 1.40 0.30 0.05 0.04

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L’Equivalent carbone L’Équivalent carbone (CE) est une valeur empirique en % poids, qui reflète les effets combinés des différents éléments d'alliage utilisés dans la fabrication des aciers ramenée à une quantité équivalente de carbone. Cette valeur peut être calculée en utilisant la formule suivante : CE = C + Mn / 6 + (Cr + Mo + V) / 5 + (Ni + Cu) / 15 Ainsi en faisant varier la teneur en carbone et celui des autres éléments d'alliage il est possible d’obtenir les niveaux de résistance souhaitées par un traitement thermique approprié. Une meilleure soudabilité et résilience à basse température être également obtenus en agissant sur l’Equivalent carbone.

peuvent

Le taux maximum de CE généralement recommandé est de 0.4

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Les propriétés mécaniques requises, Les propriétés mécaniques courantes des aciers sont : • La résistance à la traction: appelée aussi résistance à la rupture Rr ou Rm, exprimé

enMPa • La limite d'élasticité: E également en MPa. • L'allongement à la rupture: qui s'exprime en pourcentage ; symbole A%.

• La dureté qui s'exprime par un nombre sans dimension associé à la méthode de mesure H (hardness):, les principales sont Brinell (HB), Vickers (HV), Rockwell (HRc) et Shore (H Shore). • La résillience qui exprime la propriété de résistance au choc par mesure de l'énergie absorbée sur une éprouvette entaillée. Le symbole de la résilience est K ; selon que l'entaille est en « V » ou en « U », le symbole respectif est KV ou KU. L'unité est le J/cm2. Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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Le dimensionnement du pipeline Choix du diamètre de la conduite Le tracé adopté donne à l’hydraulicien le profil du pipeline et sa longueur, L’étude de marché (du trafic) permet de fixer le débit de dimensionnent. Le choix du diamètre optimal dépendra des deux facteurs suivants : 1. La perte de charge en ligne donnée par la formule :

Q2 H  63700 * L *  * D5

(1)

λ =coefficient de friction de la conduite, dépend du nombre de Reynolds et des caractéristiques de la conduite et notamment de la rugosité relative ε/D des parois selon la formule de Colebroock-White





0, 25   5,74     log    0,9   3 , 7 * D Re   

2

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Le nombre de Reynolds se calcule comme suit: Re =35 367Q/ γD Q= Débit de pompage en m3/H D=diamètre intérieur du pipeline en cm H= perte de charge unitaire en kgp/cm2 et par km γ en centistoke et D en cm

Le calcul du coefficient de friction suppose la connaissance du coefficient de la rugosité relative ε/D qui peut être estimé en utilisant le diagramme de Moody. On peut attribuer à ε les valeurs approximatifs suivants pour des conduites en acier soudé : Conduites neuves : 0.03 à0.1mm Moyennement rouillées : 0.1 à 0.4mm Usées :0.4à 3mm

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2. La puissance à installer au niveau de la station de pompage : P=kQH(2) Il ressort des relations (1) et (2) que plus le diamètre des tubes est grand plus les pertes des charges sont faibles et plus la puissance à installer est réduite. Ce qui se traduit par des charges en énergie plus faibles pour les stations de pompage. Mais d’un autre coté plus le diamètre est grand et plus le coût de réalisation du pipeline est élevé.

Ainsi le choix du diamètre du pipeline sera déterminé après analyse et comparaison économique de plusieurs alternatives de diamètres techniquement possibles.

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Exemple : On veut réaliser un pipeline qui aura pour longueur 100KM et qui servira pour le transport d’un produit de densité égale à 0.850 et de viscosité 5 cst à un débit de 110 m3/H.

Choix du diamètre : On peut analyser la faisabilité technique de l’alternative de diamètre 6’’ En se référant à la formule (1) de calcul de la perte de charge dans une conduite on remarque que pour un débit donné et un diamètre donné la perte de charge est une grandeur constante qui s’exprime généralement en m/km ou en kgp/cm2 ou en bar. La perte de charge totale de la conduite sera obtenue en multipliant la perte de charge unitaire par la longueur de la conduite. La perte de charges unitaire obtenue en appliquant les formules précédentes est égale à 12.7 m/km, soit : 1.08 kgp/cm2/km, Et la perte de charge totale=1.08x100=108 kgp/cm2. Toumi taieb :Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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Par conséquent pour que le débit soit assuré il faudra que la pression de refoulement au départ du pipeline soit supérieure à 108 kgp/cm2. On fixe la pression de refoulement au départ de la station de pompage=108+3=111 kgp/cm2. On observe que dans un pipeline la pression est maximale au refoulement de la station de pompage et décroît linéairement jusqu’à l’extrémité ou jusqu’à la station de pompage suivante. Gradient hydraulique diamètre 6'',e=5,6, L=100 Km

Pref 120 100 80

60 40 20

PK

0 pk

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

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Choix de l’épaisseur L’épaisseur de la conduite doit être suffisante pour assurer aux tubes une résistante mécanique suffisante permettant d’éviter toute déformation pouvant être générée par la pression. La norme NT.109.02 applicable pour la sécurité des conduites de transport des hydrocarbures liquides , permet de calculer l’épaisseur de la conduite en fonction de la pression maximale de service et des propriétés mécaniques du métal de fabrication comme suit :

e=pD/2αtx • α=coefficient de joint=1 pour les tubes sans soudure, ≥0.6 pour les tubes soudés • e=épaisseur minimale en mm (épaisseur nominale –la tolérance) • D=diamètre extérieure (diamètre nominale +tolérance) • p=pression maximale de service • t=résistance à la rupture du métal de fabrication ou limite élastique du métal de fabrication, Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

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x=coefficient de travail admis pour l’acier fixé par la norme NT.109.02 selon la catégorie de terrain comme suit :

Catégorie terrain

de

Coefficient x Par rapport à la limite Par rapport à la d’élasticité(E)p(ppp6/// charge à la rupture(R) pae999

1 (zone urbaine) 2(semi urbaine) 3(désertique)

0.675 0.750 0.820

0.470 0.590 0.650

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Choix de la nuance d’acier La limite d’élasticité et la charge à la rupture étant des caractéristiques de l’acier de fabrication des tubes La norme API 5L donne les valeurs de ses caractéristiques pour les différentes nuances d’acier ( tableau N°3 de la norme API 5L) Ainsi le calcul de l’épaisseur effectué en considérant les deux alternatives de nuance d’acier (grade B et X56 ) conduit aux résultats récapitulés dans le tableau ci-dessous :

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Nuance acier

Grade B

X52

Diamètre extérieur en cm Diamètre extérieur +tolérance (+0.75%)

16.83 16.95

16.83 16.95

Limité d’élasticité E Résistance à la rupture R Coefficient de joint Catégorie de terrain x/R x/E Epaisseur /R en mm Epaisseur/E en mm

2410 4130 0.85 1 0.675 0.47 6.8 5.7

3860 4890 0.85 1 0.675 0.47 4.2 4.8

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La démarche généralement adoptée pour la détermination de l’épaisseur consiste à :  choisir pour le diamètre retenue et pour une nuance d’acier donnée une valeur d’épaisseur standard indiquée dans les catalogues des fabricants ,

 Calculer dans ce cas la pression maximale admissible par les tubes (PMS)  Vérifier ensuite que la pression maximale de service reste inferieur à la PMS : Le tableau ci après récapitule les résultats de cette démarche dans le cas d’un pipeline de diamètre 6 ‘’ de nuance X52

Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

44

Epaisseur en mm

5.2

5.6

-12.5 %

-12.5 %

4.6

4.2

Diamètre nominal en mm

168.3

168.3

Diamètre après tolérance

169.6

169.6

Limité d’élasticité E en bars

3860

3860

Résistance à la rupture R

4890

4890

Coefficient de joint

0.85

0.85

Coefficient de tracé/E

0.675

0.675

Coefficient de tracé/R

0.470

0.470

PMS/E en bars

120

130

PMS/R en bars

106

115

PMS retenu

106

115

6tolérance

Épaisseur après tolérance en mm

Epaisseur minimal retenu : 5.6 mm pour le quel la PMS ˃ Pression maximale de service Toumi Taieb, Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

45

Gradient hydraulique diamètre 6'' ,e=5,56, L=150 KM 120

Pref

100 80 60 40 20 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

-20

PK

-40 -60

Toumi taieb :Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

46

Analyse de l’alternative 6’’,150 KM 1) Solution : installation d’une station intermédiaire La solution de diamètre 6’’ peut être acceptable techniquement même dans le cas d’une longueur de 150 KM si on installe une station intermédiaire répondant aux critères suivants: Emplacement PK:100 Refoulement= 51 kg/cm2

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47

Gradient hydraulique diamètre 6'' ,e=5,56, L=150 KM avec station intermédiare Pref 120

100

80

60

40

20

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Toumi taieb :Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

110

120

130

140

150

PK

48

2) Solution :renforcement de l’épaisseur. Perte de charge totale=1.08x150=162 kgp/cm2.  pression de refoulement au départ de la station de pompage=162+3=165 kgp/cm2.

Nuance acier

X52

Diamètre extérieur en cm

16.83

Diamètre extérieur +tolérance (+0.75%)

16.95

Limité d’élasticité E

3860

Résistance à la rupture R

4890

Coefficient de joint

0.85

Catégorie de terrain

1

x/R

0.675

x/E

0.47

Epaisseur /R en mm

6.3

Epaisseur/E en mm

7.2

Toumi taieb :Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

49

Nuance acier

Epaisseur en mm 6tolérance Épaisseur après tolérance en mm

X52

7.9 -12.5 % 4.2

Diamètre nominal en mm

168.3

Diamètre après tolérance

169.6

Limité d’élasticité E en bars

3860

Résistance à la rupture R

4890

Coefficient de joint

0.85

Coefficient de tracé/E

0.675

Coefficient de tracé/R

0.470

PMS/E en bars

190

PMS/R en bars

168

PMS retenu

168

Toumi taieb :Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

50

2) Solution :Diamètre 8’’

La perte de charges unitaire =0.3 kgp/cm2/km,. Perte de charge totale=0.3x150=45 kgp/cm2.

 pression de refoulement au départ de la station de pompage=45+3=48kgp/cm2.

Choix de l’épaisseur Nuance acier

X52

Diamètre extérieur en cm

16.83

Diamètre extérieur +tolérance (+0.75%)

16.95

Limité d’élasticité E

3860

Résistance à la rupture R

4890

Coefficient de joint

0.85

Catégorie de terrain

1

x/R

0.675

x/E

0.47

Epaisseur /R en mm

2.0

Epaisseur/E en mm

2.1 Toumi taieb :Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

51

Gradient hydraulique diamètre 8'' L=150 KM 60

Pref 50

40

30

20

10

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

Toumi taieb :Ingénieur Spécialiste en Pipelines & Expert en risques pétroliers

150

PK

52