EP4630802A1 - Procédé de détection de fissure dans une conduite tubulaire - Google Patents

Procédé de détection de fissure dans une conduite tubulaire

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EP4630802A1
EP4630802A1 EP23833181.3A EP23833181A EP4630802A1 EP 4630802 A1 EP4630802 A1 EP 4630802A1 EP 23833181 A EP23833181 A EP 23833181A EP 4630802 A1 EP4630802 A1 EP 4630802A1
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EP
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amplitude
trace
representation
tubular pipe
zone
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EP23833181.3A
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Jonathan PEIXOTO
Florent COPIN
Olivier WATTIAU
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Electricite de France SA
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Electricite de France SA
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Definitions

  • the present invention relates generally to non-destructive testing, and relates more specifically to a method for detecting and characterizing defects in a tubular pipe.
  • Such a process is applicable in many industrial sectors including, and not limited to: electricity production, petrochemicals, chemistry, the food industry, and more generally, industries operating with fluids circulating in tubular steel pipes. welded.
  • Tubular pipes are generally made up of several portions linked together by junctions. These junctions may in particular be welds.
  • a tubular steel pipe transporting fluid is subject to strong stresses, especially when these tubular pipes undergo significant temperature and pressure variations, and also chemical attacks transported by fluids (gas, water, hydrocarbons, etc.). Defects, called fatigue defects, may appear, resulting in cracks in the pipe material. It should be noted that only the exterior of the pipe is generally accessible, and that checks must be able to be carried out from this exterior only. Numerous non-destructive testing methods have been developed to detect these fatigue defects, and in particular methods using ultrasonic waves.
  • stress corrosion cracks are branched cracks with very little opening, and especially extend from inside the pipe, near a welded junction between two portions of the pipe. tubular pipe.
  • characterization we mean the location of an FCS and the determination of the height of an FCS, that is to say its radial extension from the inside of the pipe. It is desirable to be able to reliably characterize the FCS even when they have a low height, for example a few millimeters, in order to be able to anticipate a deterioration of the pipe. Such sensitivity is all the more difficult as control by means of ultrasonic waves from the outside requires said ultrasonic waves to pass through the entire thickness of the wall of the tubular pipe.
  • Austenitic stainless steels are steels that have a coarse microstructure (high grain size). These different elements generate significant structural noise and attenuate the propagation of the ultrasound beam, which makes the use of ultrasound complex.
  • a method for detecting and characterizing a stress corrosion crack in a tubular steel pipe at an inspection zone extending from a welded junction between two portions of the tubular pipe. by means of an ultrasonic probe comprising: a) for a plurality of measuring positions distributed circumferentially around the tubular pipe on an exterior surface of the tubular pipe at the welded junction: al) positioning of the ultrasonic probe measurement against the surface external to the measuring position, the measuring probe having an emission surface making an angle of between 10° and 30° relative to a plane tangent to the external surface of the tubular pipe supporting the measuring probe , a2) successively transmitting and receiving at least two bursts of ultrasound of the same frequency to obtain a plurality of measurement signals, a first burst in direct mode plane wave being configured to scan a first area of interest encompassing the inspection area and the welded joint with a beam axis scanning a scanning angular range at least 10° greater than an angular range of interest occupied by the zone of interest relative to a plane tang
  • the plurality of bursts comprises at least one burst in indirect mode in plane waves and at least one burst in indirect mode in spherical waves, the second construction being obtained from at least one of the burst in indirect mode in plane waves and the burst in indirect mode in spherical waves;
  • the plurality of bursts includes a burst in direct mode and plane waves whose region of interest extends over the entire thickness of the pipe, including the interior surface driving;
  • the trace of a stress corrosion crack has a first amplitude peak with a maximum amplitude greater than at least 1.5 times a maximum amplitude of the second amplitude peak;
  • the trace of a stress corrosion crack has an amplitude trough separating the first amplitude peak and the second amplitude peak, with a minimum amplitude less than 1.5 times the maximum amplitude of the second peak ;
  • the first amplitude peak corresponds to a foot of the stress corrosion crack opening onto the internal face of the tubular wall, and the second amplitude peak corresponds to a head of the stress corrosion crack opposite the foot of the crack ;
  • step c) the trace of a stress corrosion crack is searched in a search zone likely to contain traces of stress corrosion crack, this search zone being located by means of the trace of the stress corrosion crack penetration echo, or by means of the trace of the transition zone;
  • the measuring probe is carried by a movable assembly on a collar extending over and around the welded junction, and placing the measuring probe at a measuring position among the plurality of measuring positions distributed circumferentially around of the tubular pipe comprises the movement of the movable assembly along the collar to said measurement position;
  • the mobile assembly comprises a carriage configured to be moved along the collar and an instrument holder configured to couple the carriage and the measuring probe;
  • the instrument holder comprises at least one index wheel configured to rotate as the carriage moves along the collar around the tubular pipe, associated with an indexing sensor capable of quantifying the rotation of the wheel index, and the emission of bursts of ultrasonic waves is conditioned by index information recorded by the indexing sensor.
  • the invention also relates to a computer program product comprising program code instructions for executing the steps of the method according to the invention, in particular steps b), c) and d), when said program is executed on a computer.
  • the computer program product may take the form of a non-volatile medium on which the instructions are stored.
  • FIG. 1 is a diagram showing steps of the process according to a possible embodiment of the invention.
  • FIG. 2 schematically shows a measuring probe near a welded junction between two portions of the tubular pipe, according to a possible embodiment of the invention
  • FIG. 3 schematically shows the relative orientations of two sets of transducer elements of the ultrasonic measuring probe, according to a possible embodiment of the invention
  • FIG. 4a shows an overview of a collar of a wearer of the measuring probe, according to a possible embodiment of the invention
  • FIG. 4b shows an example of a clasp of the necklace of Figure 4a, according to a possible embodiment of the invention
  • FIG. 5 shows an example of a carriage of a carrier of the measuring probe, according to a possible embodiment of the invention
  • FIG. 6 shows an overview of an example of carrier, according to a possible embodiment of the invention.
  • FIG. 7 shows an overview of an instrument holder of a carrier of the measuring probe, according to a possible embodiment of the invention
  • FIG. 8 schematically shows the emission of a first burst of ultrasound, according to a possible embodiment of the invention
  • FIG. 9 schematically shows the emission of a second burst of ultrasound or a third burst of ultrasound, according to a possible embodiment of the invention.
  • FIG. 10 schematically shows the emission of a fourth burst of ultrasound, according to a possible embodiment of the invention
  • - Figure 11 shows examples of representations resulting from a construction from measurement signals
  • FIG. 12 shows examples of representations resulting from a construction from measurement signals
  • FIG. 13 shows two amplitude peaks of the trace of a stress corrosion crack appearing as a localized variation of amplitude in a representation.
  • a method of detecting and characterizing a stress corrosion crack in a tubular steel pipe 2 will be described, at the level of a welded junction 3 between portions 2a , 2b of the tubular pipe 2.
  • a molten zone 3a, or weld bead is present between the respective ends of the portions 2a, 2b of the tubular pipe 2.
  • a first SOI step consists of carrying out measurements for a plurality of positions of measurement distributed circumferentially on an exterior surface of the tubular pipe at the level of a welded junction 3 between two portions 2a, 2b of the tubular pipe by means of an ultrasonic measuring probe 1.
  • step 1 For each measurement position, it is appropriate to first place the ultrasonic measuring probe 1 (SOI step 1) against the exterior surface at the measuring position, then successively emit and receive at least two bursts of ultrasound of the same frequency to obtain a plurality of signals measurement (step S012) at this measurement position.
  • the ultrasonic measuring probe 1 is arranged against the outer surface 2a of the tubular pipe 2 at a measuring position.
  • the ultrasonic measuring probe 1 has an active emission surface 4 making an angle of between 10° and 30° relative to a plane tangent to the exterior surface 2a of the tubular pipe 2 supporting the ultrasonic measuring probe 1.
  • the ultrasonic measuring probe 1 comprises a shoe 6 comprising an interface surface 6a in contact with the exterior surface of the tubular pipe, and an inclined plane (typically with an angle between 10° and 30° relative to the interface surface) on which is arranged the active emission surface 4 of the ultrasonic measuring probe 1, comprising sets of ultrasonic transducers 8.
  • a coupling medium such as water can be placed between the surface of interface 6a of the shoe 6 and the exterior surface of the tubular pipe.
  • the shoe 6 can be made of any material allowing both the maintenance in position of the transducers ultrasonic 8 and the transmission of ultrasonic waves through the shoe 6.
  • the shoe can be made of cross-linked polystyrene.
  • the ultrasonic measuring probe 1 is configured so as to highlight the trace of a stress corrosion crack appearing as a localized variation in amplitude in a representation resulting from the measurement signals, the trace presenting two distinct amplitude peaks . To do this, it is possible to vary several parameters of the measuring probe 1, depending on the equipment used. Below are some parameters that can achieve good results, although these do not necessarily have to be required for the implementation of the process.
  • the ultrasonic measuring probe 1 is configured to emit bursts of ultrasonic waves at a frequency between 2 and 10 MHz, and preferably between 2 and 7.5 MHz.
  • the ultrasonic measuring probe 1 is multi-element and comprises two sets 8a, 8b of transducer elements aligned in the form of strips, as illustrated in Figure 3. In use, one strip 8a is used in transmission while the The other strip 8b is used in reception.
  • the two bars 8a, 8b can be separated by 2 to 10 mm, and preferably by 0.5 mm to 3.5 mm.
  • the bars are arranged to obtain a refracted angle of between -10° and 70°, in an austenitic steel with an approximate speed of the ultrasonic waves of 5700 m/s, after a path in the shoe 6 of between 10 mm and 30 mm.
  • the strips 8a, 8b can for example each comprise between 32 and 34 transducer elements.
  • the pitch between the transducer elements can be, for example, between 0.6 mm and 1 mm.
  • the bars 8a, 8b are not arranged on the same plane, nor parallel.
  • the strips 8a, 8b can be arranged with a bigle angle P, or “squint angle” in English, which can be approximated by half the angle formed by the alignments of transducer elements of each strip.
  • the bigle angle P can be between 0.1° and 3°.
  • the bars 8a, 8b can have a roof angle a, that is to say a half-angle formed by the axes of the two acoustic beams, between 1.25° and 3.25°.
  • the two phases of the measuring step are repeated several hundred times, the number of measuring positions being preferably greater than 100 around the welded junction 3.
  • a probe carrier 10 as illustrated in Figure 6 and detailed in Figure 4a, 4b, 5, and 7.
  • the purpose of the probe carrier 10 is to carry the measuring probes 1 so that said measuring probes 1 can be movable on and along the probe carrier 10.
  • the probe carrier 10 is placed around the control zone on the outskirts or on the welded junction 3, thus surrounding the tubular elements.
  • the carrier 10 comprises several elements: a circular collar 12 enclosing the tubular pipe 2, and a movable assembly along the collar, which may in particular comprise a carriage 14 configured to be moved along the collar 12 and an instrument holder 16 configured to couple the carriage 14 and the measuring probe 1.
  • Figure 4a shows an example of a circular collar 12 intended to be mounted around the perimeter of the tubular pipe 2 and to enclose it.
  • the collar 12 is articulated, comprising several sections 12a, 12b, 12c in the shape of arcs of a circle connected in pairs by pivot connections, as well as a clasp 18 comprising several closing positions.
  • Figure 4b shows an example of clasp 18.
  • a section 12b of the collar is extended by an arm 20 carrying at its end a crosspiece 22 transverse to the arm 20.
  • Another section 12a of the collar comprises housings 24 configured to receive the crosspiece 22 after a radial insertion thereof and hold it against circumferential traction.
  • the housings 24 are distributed in several circumferential positions, allowing tightening adapted to the external diameter of the tubular pipe 2 by offering closing positions for several diameters.
  • Figure 5 shows an example of a carriage, comprising at least two curved portions 14a, 14b connected by a joint 26, typically establishing a pivoting connection.
  • a locking member 28 straddling the two curved portions 14a, 14b can be actuated by a control member 30 which can also act as a handle for movement.
  • Other dedicated handles 32 may be provided.
  • the locking member 28, preferably a pneumatic cylinder can move from an unlocking position in which the two curved portions 14a, 14b are movable thanks to the articulation 26 to a locking position in which the articulation 26 is locked, preventing relative movement between the two curved portions 14a, 14b.
  • the articulation 26 is left movable by the locking member 28, and the internal faces of the curved portions 14a, 14b are arranged against the external face of the collar 12.
  • the joint 26 is then locked by the locking member 30.
  • the carriage 14 also includes wheels 34 dimensioned to be in contact with the external face of the tubular pipe 2 when the carriage 14 is in place on the collar 12 enclosing this external face of the tubular pipe 2.
  • the carriage 14 and the instrument holder 16 are configured so that the instrument holder 16 is mounted integral with the carriage 14.
  • the movement of the carriage 14 therefore causes the movement of the instrument holder 16.
  • the instrument holder 16 comprises at least one support arm 36 configured to receive an ultrasonic measuring probe 1 on brackets 38 for fixing said support arms 38, offset relative to the welded junction 3.
  • the instrument holder 16 includes a supporting arm 36 on each side of its circumferential direction of movement.
  • the instrument holder 16 also comprises at least one index wheel 40, 42, configured to rotate as the carriage 14 moves along the collar 12 around the tubular pipe 2, associated with an indexing sensor adapted to quantify the rotation of the index wheel 40, 42.
  • the instrument holder 16 comprises two index wheels 40, 42: a first wheel 40 configured to roll on the tubular pipe 2 and intended for marking on the curvilinear abscissa during the circular movement of the instrument holder 16, and a second wheel 42 configured to roll on a guide 43 between a central portion of the instrument holder 16 to the arm 36 in order to determine an axial offset (along the main axis of the tubular pipe at the level of the welded junction 3) of this arm 36 and therefore of the measuring probe 1 carried by this arm 36 relative to the welded junction 3.
  • a first wheel 40 configured to roll on the tubular pipe 2 and intended for marking on the curvilinear abscissa during the circular movement of the instrument holder 16
  • a second wheel 42 configured to roll on a guide 43 between a central portion of the instrument holder 16 to the arm 36 in order to determine an axial offset (along the main axis of the tubular pipe at the level of the welded junction 3) of this arm 36 and therefore of the measuring probe 1 carried by this arm
  • the measuring probe 1 is not located radially facing the welded junction 3 or the inspection zone extending from it in which are likely to be the FC S.
  • the measuring probe is arranged so as to encompass in an oblique scan a zone of interest 44 encompassing the inspection zone and the welded junction 3, and is therefore offset relative to these .
  • the measuring probe 1 can be moved successively between the measuring positions around the circumference of the pipe tubular 2.
  • the rotational movement can be caused manually by pushing on a handle 32, or a motorization can be provided to move the carriage 14 along the collar 12, for example by motorizing the wheels of the carriage 14.
  • the index wheel 40, 42 makes it possible to determine that a new measurement position has been reached, typically after a predetermined distance has been covered (typically 1 to 3 mm), and the sensor sends information index to the measuring probe 1 or to a control unit to which the measuring probe 1 is connected, in order to cause the emission of bursts of ultrasound at this measuring position.
  • the emission of bursts of ultrasonic waves is thus conditioned by the index information recorded by the indexing sensor. Therefore, it is sufficient to make the mobile assembly travel around the circumference of the tubular pipe 2 along the collar 14 to travel through the plurality of measurement positions distributed circumferentially on an exterior surface of the tubular pipe 2, and acquire the corresponding measurement signals.
  • the measuring probe 1 successively transmits and receives at least two bursts of ultrasound of the same frequency to obtain a plurality of measuring signals.
  • at least three bursts of ultrasound are successively transmitted and received, and more preferably at least four bursts of ultrasound are successively transmitted and received.
  • four bursts of ultrasound are successively transmitted and received. The order of the bursts is given for information purposes only, and can be modified.
  • a first burst emits in a longitudinal plane wave in direct mode (i.e. only considering a direct round trip of the ultrasonic waves between the transducer elements in the region of interest, without taking into account possible additional path linked to bounces and associated with 1 or more changes in ultrasound propagation mode) and is configured to scan a first zone of interest 50 with a beam axis scanning a greater scanning angular range of at least 10° at an angular range of interest occupied by the first zone of interest 50 relative to a plane tangent to the exterior surface of the tubular pipe 2 supporting the measuring probe 1.
  • the first zone of interest 50 is centered on a zone 54, located between the welded junction 3 and the measuring probe 1, where the FCS are likely to be located, and on the one hand follows the contours of a portion of the tubular pipe at the level of the welded junction 3, and s extends a few millimeters from the latter in said portion of tubular pipe 2, typically over a distance which can range from 5 mm to 20 mm from the molten zone 3 a.
  • the first zone of interest 50 also extends from the interior of the tubular pipe 2, a few millimeters (typically between 5 and 10 mm) from the internal surface 52 of the tubular pipe 2, up to a height of at least 15 mm, and preferably at least 20 mm in the thickness of the wall of the tubular pipe 2.
  • the first zone of interest 50 crosses the welded junction 3.
  • the first zone of interest 50 can be located at a location between the angles 45° and 60° relative to a plane tangent to the exterior surface 5 of the tubular pipe 2, from the penetration of the ultrasonic waves in the wall of the tubular pipe 2, which is referred to as the angular range of interest.
  • the transducer elements are then controlled to emit ultrasound by scanning an angular scanning range thanks for example to emission delays between them. Scanning is understood as the movement of a beam axis corresponding to an axis of highest ultrasound intensity or to a median axis of the emitted ultrasound beam.
  • This scanning angular range extends on either side of the first angular range of interest 50, preferably by at least 5° on each side of the angular range of interest, and more preferably by at least minus 10°.
  • a scanning angular range can be between 28° and 70° with an angular step between 1° and 3°.
  • a second burst of ultrasound is emitted, with plane waves in indirect mode sweeping across the scanning angular range.
  • the waves can then be transverse, or longitudinal or a combination of the two.
  • the flight time of the waves is longer, which results, as illustrated in Figure 9, by taking into account waves having undergone multiple reflections, and in particular by taking into account waves having undergone reflection on the internal surface of the tubular pipe.
  • the second zone of interest 56 then encompasses and extends the first zone of interest in a distal direction opposite the measuring probe 1.
  • a third burst of ultrasound is emitted according to the same methods as the second burst of ultrasound, with however spherical waves rather than plane waves.
  • the second ultrasound burst and the third ultrasound burst serve to distinguish FCS from other artifacts in the measurement signals 1, and are complementary.
  • a fourth burst of ultrasound, illustrated in Figure 10, in direct mode, is this time centered on a fourth zone of interest 58 extending below the measuring probe 1, over the entire thickness of the wall of the tubular pipe 2, and more precisely from the shoe 6 of the measuring probe 1 to more than one thickness of the wall beyond the internal surface 52 of the wall of the tubular pipe.
  • this fourth area of interest 58 does not reach the welded junction 3.
  • This fourth burst is used to take into account the echoes from the shoe-pipe interface (in order to determine the coupling), the background echoes on the internal surface 52 of the pipe wall tubular 2, and their repetitions, in order to be able to determine the attenuation of the ultrasound.
  • a reconstruction of a first representation is carried out from the first bursts in which a characteristic zone of the welded junction 3 appears.
  • at least one other representation is also carried out from the measurement signals of the second bursts, and where the third bursts.
  • a reconstruction is carried out for each of the other bursts: we thus have a construction of a representation from the second bursts, a construction of a representation from the third bursts and a reconstruction of a representation from the fourth gusts.
  • the reconstructions of the different representations from the different bursts of ultrasound can be done with or without mode conversion, that is to say by exploiting the transition from a longitudinal mode to a transverse mode or vice versa, as is practiced and well known to the state of the art.
  • mode we mean the mode of propagation of ultrasound: a longitudinal mode which corresponds to the main direction of propagation of the ultrasound wave, and a transverse mode which is normal to the longitudinal mode.
  • the reconstruction is done by the total focusing method, or TFM, which consists of systematically applying the basic focusing principle of multi-element ultrasound in a defined region of interest.
  • the region of interest is segmented into a grid of positions, or “pixels,” and phased array focusing is applied to each pixel in this grid.
  • TFM makes it possible to generate a representation of the region of interest which is focused everywhere and at all depths.
  • Figures 11 and 12 show examples of representations thus obtained.
  • the representations are sets of two-dimensional data associating an amplitude with a location in a two-dimensional space. Representations can therefore take the form of images, as in these figures.
  • Figure 11 shows for example a first representation 100 obtained from the first bursts, along a plane transverse to the welded junction (T-scan), and therefore perpendicular to the circumference of the pipe.
  • T-scan welded junction
  • the trace of the penetration echo is therefore a characteristic zone of the welded junction 3.
  • a transition zone 108 between a wall of the tubular pipe 2 and a molten zone 3a of the welded junction 3
  • said trace of the transition zone 108 appearing as an amplitude variation line which follows the geometry of the end of the portion 2a of the tubular pipe 2.
  • the trace of the transition zone 108 is also a characteristic zone of the welded junction 3.
  • Other characteristic zones of the welded junction 3 can be highlighted, as long as they appear in a representation even in the absence of a defect.
  • a search area 110 likely to contain traces of stress corrosion cracks has been circled in dotted lines. It is in this search zone 110 that a possible trace of a stress corrosion crack appearing as a localized variation in amplitude in the first representation is sought.
  • the search zone 110 extends in a portion 102 from its end to a distance extending between 5 and 20 mm in the portion 102.
  • the penetration echo trace 106 makes it possible to know the position of the welded junction between two portions of the tubular pipe, and therefore to locate, in the first representation, the zone 110 likely to contain FCS.
  • Figure 10 also shows another representation 112 constructed from the first bursts, but according to a different plan since it is here a C-scan, corresponding to an unrolling of the internal surface of the tubular pipe, where distinguishes the weld bead 114 appearing as an alignment of traces.
  • Search zone 116 likely to contain FCS has been surrounded by dashes.
  • Figure 12 shows another example, with a first representation 200 obtained from the first bursts, along a plane transverse to the welded junction (T-scan). There we find the contour of the ends of the two portions 202, 204 coupled by the welded junction 3, and the penetration echo trace 206 making it possible to locate the search zone 210 likely to contain traces of stress corrosion cracks.
  • the first representation 200 and the C-scan 212 are from the first bursts, and therefore come from direct mode waves.
  • At least one other representation (designated as a second representation) is constructed from bursts other than the first bursts, said other bursts being in indirect mode. These are typically the second bursts and/or third bursts. This other representation serves to distinguish the trace of the corrosion crack among the artifacts.
  • a second T-Scan representation 230 and a second C-scan representation 240, which can be constructed from the second bursts or the third bursts, or by combining the measurement signals of the second bursts and the third bursts, and for example by subtracting them.
  • a trace of a stress corrosion crack appears as a localized variation in amplitude in the first representation and the second representation, with the trace exhibiting two amplitude peaks in the first representation. If a localized variation in amplitude does not appear in the second representation 230, 240, then a localized variation in amplitude in the first representation is not identified as a trace of a stress corrosion crack.
  • the measurement signals resulting from bursts in indirect mode are less sensitive to possible artifacts, and therefore make it possible to distinguish traces of stress corrosion cracks among other artifacts.
  • a height of the corrosion crack can be determined from a distance between the two amplitude peaks of the trace (step S04).
  • Figure 13 shows, at the bottom, an example of a trace 240 of a stress corrosion crack identified in a first cross-plane representation.
  • the local variation in amplitude of the trace 240 comprises two distinct parts: a first part 242, greater in both amplitude and surface area, and a second part 244, less important both in amplitude and surface area. .
  • the first part 242 of the trace 240 corresponds to the foot of the stress corrosion crack, that is to say the part of the crack which opens onto the internal face of the tubular pipe, while the second part 244 of the trace 240 corresponds to the head of the stress corrosion crack, that is to say the part of the deepest crack in the wall, and therefore the furthest from the internal face 52 of the tubular pipe.
  • a graph 250 showing the amplitudes corresponding to trace 240.
  • the first amplitude peak 252 has an amplitude greater than the second amplitude peak 254, typically with a maximum amplitude of the first amplitude peak 252 greater than the maximum amplitude of the second amplitude peak 254, and preferably at least 1.5 times greater than the maximum amplitude of the second amplitude peak 254, and preferably at least twice greater.
  • the amplitudes here are not necessarily directly amplitudes of the measurement signals, but can be any indicator linked to the energy of the measurement signals.
  • the various parameters of the measuring probe can be modified in order to reveal preferential characteristics on trace 240.
  • it is sought to reveal a maximum of energy on the head of the crack this is that is to say that we seek to obtain a very pronounced first peak of amplitude 252.
  • the distance between the two amplitude peaks 252, 254 of trace 240 it is possible to determine the distance between the respective maximums of these amplitude peaks 252, 254.
  • the distance between the two amplitude peaks 252, 254 of trace 240 is directly linked to the height of the crack, that is to say to the depth of the crack between its foot and its head. Knowing the height of the stress corrosion crack makes it possible to characterize the stress corrosion crack, and therefore to evaluate the significance of this stress corrosion crack in terms of the mechanical strength of the tubular pipe.

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Abstract

Un procédé de détection et de caractérisation d'une fissure de corrosion sous contrainte dans une conduite tubulaire (2) à une jonction soudée (3) comprenant : a) pour des positions de mesure, mise en place de la sonde de mesure (1) et émission et réception successivement, une première rafale en onde plane en mode direct configurée pour balayer une première zone d'intérêt (50) définissant une plage angulaire d'intérêt, et au moins une deuxième rafale en mode indirect balayant la plage angulaire d'intérêt, b) construction d'une première représentation à partir des premières rafales et d'une deuxième représentation à partir des secondes rafales, c) identification d'une trace (220, 240) apparaissant comme une variation localisée d'amplitude dans la première représentation et la deuxième représentation, avec deux pics d'amplitude (254, 252) dans la première représentation, d) détermination d'une hauteur de la fissure de corrosion à partir d'une distance entre les deux pics d'amplitude (254, 252) de la trace (220, 240).

Description

PROCEDE DE DETECTION DE FISSURE DANS UNE CONDUITE
TUBULAIRE
Domaine technique
La présente invention se rapporte d'une façon générale au contrôle non destructif, et porte plus précisément sur un procédé de détection et de caractérisation de défauts dans une conduite tubulaire. Un tel procédé est applicable dans de nombreux secteurs industriels dont, et non limitativement : la production d’électricité, la pétrochimie, la chimie, l’industrie alimentaire, et plus généralement, les industries opérant avec des fluides circulant dans des conduites tubulaires en acier soudées.
Arrière-plan technologique
Les conduites tubulaires sont généralement constituées par plusieurs portions liées entre elles par des jonctions. Ces jonctions peuvent notamment être des soudures.
Une conduite tubulaire en acier transportant du fluide est soumise à de fortes contraintes, surtout quand ces conduites tubulaires subissent des variations de températures et de pression importantes, et également des agressions chimiques transportées par les fluides (gaz, eau, hydrocarbures . ..). Il peut apparaître des défauts, dits de fatigue, se traduisant dans le matériau de conduite par des fissures. Il est à noter que seul l’extérieur de la conduite est généralement accessible, et que les contrôles doivent pouvoir être effectués depuis cet extérieur uniquement. De nombreux procédés de contrôle non destructifs ont été développés pour détecter ces défauts de fatigue, et en particulier des procédés utilisant des ondes ultrasonores.
Cependant, les procédés actuels ne sont pas adaptés à certains matériaux ou à des épaisseurs importantes pour la paroi de la conduite sous contrainte. En outre, d’autres types de défauts peuvent apparaître, que les procédés actuels de contrôle non destructifs ne permettent pas détecter ou caractériser de façon fiable. C’est en particulier le cas des fissures de corrosion sous contrainte. La corrosion sous contrainte d’un métal ou d’un alliage résulte de faction conjuguée d’une contrainte mécanique en tension (contrainte résiduelle ou appliquée) et d'un milieu environnant agressif vis-à-vis d'un matériau sensible au phénomène. On considère généralement que ces trois conditions (contrainte, environnement et sensibilité du matériau au phénomène) doivent être réunies simultanément pour observer la corrosion sous contrainte. Contrairement aux fissures de fatigue, les fissures de corrosion sous contrainte, ou FCS, sont des fissures ramifiées et très peu ouvertes, et surtout s’étendent depuis l’intérieur de la conduite, à proximité d’une jonction soudée entre deux portions de la conduite tubulaire. En raison du grand nombre de soudures sur des conduites tubulaires que peut comporter une installation industrielle, il est nécessaire de disposer d’un procédé permettant non seulement de détecter ces FCS, mais également de pouvoir les caractériser. Par caractérisation on entend la localisation d’une FCS et la détermination de la hauteur d’une FCS, c’est-à-dire son extension radiale depuis l’intérieur de la conduite. Il est souhaitable d’être en mesure de caractériser de manière fiable les FCS même lorsqu’elles présentent une faible hauteur, par exemple de quelques millimètres, afin de pouvoir anticiper une dégradation de la conduite. Une telle sensibilité est d’autant plus difficile qu’un contrôle au moyen d’ondes ultrasonore depuis l’extérieur nécessite aux dites ondes ultrasonores de traverser toute l’épaisseur de la paroi de la conduite tubulaire.
Fa détection et la caractérisation de fissures est d’autant plus difficile lorsque la conduite tubulaire est en acier inoxydable austénitique. Ees aciers inoxydables austénitiques sont des aciers qui présentent une microstructure grossière (taille de grain élevée). Ces différents éléments génèrent un bruit de structure important et atténuent la propagation du faisceau ultrasonore ce qui rend l’utilisation des ultrasons complexe.
Présentation de l'invention
Il est proposé un procédé de détection et de caractérisation d’une fissure de corrosion sous contrainte dans une conduite tubulaire en acier au niveau d’une zone d’inspection s’étendant à partir d’une jonction soudée entre deux portions de la conduite tubulaire au moyen d’une sonde ultrasonore, comprenant : a) pour une pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement autour de la conduite tubulaire sur une surface extérieure de la conduite tubulaire au niveau de la jonction soudée : al) mise en place de la sonde de mesure contre la surface extérieure à la position de mesure, la sonde de mesure présentant une surface d’émission faisant un angle compris entre 10° et 30° par rapport à un plan tangent à la surface extérieure de la conduite tubulaire supportant la sonde de mesure, a2) émission et réception successivement d’au moins deux rafales d’ultrasons de même fréquence pour obtenir une pluralité de signaux de mesure, une première rafale en onde plane en mode direct étant configurée pour balayer une première zone d’intérêt englobant la zone d’inspection et la jonction soudée avec un axe de faisceau balayant une plage angulaire de balayage supérieure d’au moins 10° à une plage angulaire d’intérêt occupée par la zone d’intérêt par rapport à un plan tangent à la surface extérieure de la conduite tubulaire supportant la sonde de mesure, et au moins une deuxième rafale en mode indirect balayant la plage angulaire d’intérêt, b) une construction d’une première représentation à partir des premières rafales à une pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement autour de la conduite tubulaire dans laquelle apparaît une zone caractéristique de la jonction soudée, et construction d’une deuxième représentation à partir des secondes rafales à une pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement autour de la conduite tubulaire, la première représentation et la deuxième représentation étant des ensembles de données bidimensionnelles associant une amplitude à une localisation dans un espace bidimensionnel, c) identification d’une trace d’une fissure de corrosion sous contrainte apparaissant comme une variation localisée d’amplitude dans la première représentation et la deuxième représentation, la trace présentant deux pics d’amplitude dans la première représentation construite à partir des premières rafales onde plane en mode direct, d) détermination d’une hauteur de la fissure de corrosion à partir d’une distance entre les deux pics d’amplitude de la trace dans la première représentation construite à partir des premières rafales onde plane en mode direct, la hauteur de la fissure s’étendant depuis une surface interne de la conduite tubulaire.
Grâce au procédé proposé, il est possible de déterminer précisément la hauteur d’une fissure de corrosion sous contrainte à partir de l’extérieur de la conduite tubulaire, permettant une précision accrue dans l’évaluation de l’état de la conduite tubulaire, en particulier lorsque la conduite tubulaire est en acier inoxydable austénitique.
Ce procédé est avantageusement complété par les caractéristiques suivantes, prises seules ou en une quelconque combinaison de celles-ci techniquement possible :
- la pluralité de rafales comprend au moins une rafale en mode indirect en onde planes et au moins une rafale en mode indirect en ondes sphériques, la deuxième construction étant obtenue à partir d’au moins une parmi la rafale en mode indirect en onde planes et la rafale en mode indirect en ondes sphériques ;
- la pluralité de rafale comprend une rafale en mode direct et ondes planes dont la région d’intérêt s’étend sur l’ensemble de l’épaisseur de la conduite, incluant la surface intérieure de la conduite ;
- la trace d’une fissure de corrosion sous contrainte présente un premier pic d’amplitude avec une amplitude maximale supérieure à au moins 1,5 fois une amplitude maximale du second pic d’amplitude ;
- la trace d’une fissure de corrosion sous contrainte présente un creux d’amplitude séparant le premier pic d’amplitude et le second pic d’amplitude, avec un minimum d’amplitude inférieur à 1,5 fois l’amplitude maximale du second pic ;
- le premier pic d’amplitude correspond à un pied de la fissure de corrosion sous contrainte débouchant sur la face interne de la paroi tubulaire, et le second pic d’amplitude correspond à une tête de la fissure de corrosion sous contrainte opposé au pied de la fissure ;
- la zone caractéristique de la jonction soudée est une trace d’un écho de pénétration des ultrasons apparaissant comme une variation localisée d’amplitude dans la première représentation ou est une trace d’une zone de transition entre une paroi de la conduite tubulaire et une zone fondue de la jonction soudée, ladite trace de la zone de transition apparaissant comme une ligne de variation d’amplitude ;
- à l’étape c), la trace d’une fissure de corrosion sous contrainte est recherchée dans une zone de recherche susceptible de contenir des traces de fissure de corrosion sous contrainte, cette zone de recherche étant localisée au moyen de la trace de l’écho de pénétration, ou au moyen de la trace de la zone de transition ;
- la sonde de mesure est portée par un ensemble mobile sur un collier s’étendant sur et autour de la jonction soudée, et la mise en place de la sonde de mesure à une position de mesure parmi la pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement autour de la conduite tubulaire comprend le déplacement de l’ensemble mobile le long du collier jusqu’à ladite position de mesure ;
- l’ensemble mobile comprend un chariot configuré pour être déplacé le long du collier et un porte instrument configuré pour coupler le chariot et la sonde de mesure ;
- le porte instrument comprend au moins une roue d’index configurée pour tourner au fur et à mesure du déplacement du chariot le long du collier autour de la conduite tubulaire, associée à un capteur d’indexation apte à quantifier la rotation de la roue d’index, et l’émission de rafales d’ondes ultrasonores est conditionnée par une information d’index relevée par le capteur d’indexation.
L’invention concerne également un produit programme d'ordinateur comprenant des instructions de code de programme pour l’exécution des étapes du procédé selon l’invention, en particulier des étapes b), c) et d), lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur. Le produit programme d’ordinateur peut prendre la forme d’un médium non volatile sur lequel sont stockées les instructions.
Présentation des figures
D'autres caractéristiques, buts et avantages de l'invention ressortiront de la description qui suit, qui est purement illustrative et non limitative, et qui doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels :
- la figure 1 est un diagramme montrant des étapes du procédé selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 2 montre schématiquement une sonde de mesure à proximité d’une jonction soudée entre deux portions de la conduite tubulaire, selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 3 montre schématiquement les orientations relatives de deux ensembles d’éléments transducteurs de la sonde de mesure ultrasonore, selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 4a montre une vue d’ensemble d’un collier d’un porteur de la sonde de mesure, selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 4b montre un exemple de fermoir du collier de la figure 4a, selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 5 montre un exemple de chariot d’un porteur de la sonde de mesure, selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 6 montre une vue d’ensemble d’un exemple de porteur, selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 7 montre une vue d’ensemble d’un porte instrument d’un porteur de la sonde de mesure, selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 8 montre schématiquement l’émission d’une première rafale d’ultrasons, selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 9 montre schématiquement l’émission d’une deuxième rafale d’ultrasons ou d’une troisième rafale d’ultrasons, selon un mode de réalisation possible de l’invention ;
- la figure 10 montre schématiquement l’émission d’une quatrième rafale d’ultrasons, selon un mode de réalisation possible de l’invention ; - la figure 11 montre des exemples de représentations issues d’une construction à partir des signaux de mesure ;
- la figure 12 montre des exemples de représentations issues d’une construction à partir des signaux de mesure ;
- la figure 13 montre deux pics d’amplitude de la trace d’une fissure de corrosion sous contrainte apparaissant comme une variation localisée d’amplitude dans une représentation.
Description détaillée
En référence à la figure 1 et à la figure 2, il va être décrit un procédé de détection et de caractérisation d’une fissure de corrosion sous contrainte dans une conduite tubulaire 2 en acier, au niveau d’une jonction soudée 3 entre portions 2a, 2b de la conduite tubulaire 2. Une zone fondue 3 a, ou cordon de soudure, est présente entre les extrémités respectives des portions 2a, 2b de la conduite tubulaire 2. Une première étape SOI consiste à effectuer des mesures pour une pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement sur une surface extérieure de la conduite tubulaire au niveau d’une jonction soudée 3 entre deux portions 2a, 2b de la conduite tubulaire au moyen d’une sonde de mesure ultrasonore 1. Pour chaque position de mesure, il convient d’abord de mettre en place la sonde de mesure ultrasonore 1 (étape SOI 1) contre la surface extérieure à la position de mesure, puis d’émettre et recevoir successivement au moins deux rafales d’ultrasons de même fréquence pour obtenir une pluralité de signaux de mesure (étape S012) à cette position de mesure.
Comme illustré sur la figure 2, la sonde de mesure ultrasonore 1 est disposée contre la surface extérieure 2a de la conduite tubulaire 2 à une position de mesure. La sonde de mesure ultrasonore 1 présente une surface active d’émission 4 faisant un angle compris entre 10° et 30° par rapport à un plan tangent à la surface extérieure 2a de la conduite tubulaire 2 supportant la sonde de mesure ultrasonore 1. Pour ce faire, la sonde de mesure ultrasonore 1 comprend un sabot 6 comportant une surface d’interface 6a en contact avec la surface extérieure de la conduite tubulaire, et un plan incliné (typiquement avec un angle compris entre 10° et 30° par rapport à la surface d’interface) sur lequel est disposée la surface active d’émission 4 de la sonde de mesure ultrasonore 1, comprenant des ensembles de transducteurs ultrasonores 8. Un milieu de couplage tel que de l’eau peut être disposé entre la surface d’interface 6a du sabot 6 et la surface extérieure de la conduite tubulaire. Le sabot 6 peut être en tout matériau permettant à la fois le maintien en position des transducteurs ultrasonores 8 et la transmission des ondes ultrasonores à travers le sabot 6. Par exemple, le sabot peut être en polystyrène réticulé.
La sonde de mesure ultrasonore 1 est configurée de façon à mettre en évidence la trace d’une fissure de corrosion sous contrainte apparaissant comme une variation localisée d’amplitude dans une représentation issue des signaux de mesure, la trace présentant deux pics d’amplitude distincts. Pour ce faire, il est possible de faire varier plusieurs paramètres de la sonde de mesure 1, en fonction du matériel utilisé. Ci-dessous sont présentés certains paramètres permettant d’obtenir de bons résultats, bien que ceux-ci ne doivent pas nécessairement être requis pour la mise en œuvre du procédé.
La sonde de mesure ultrasonore 1 est configurée pour émettre des rafales d’ondes ultrasonores à une fréquence comprise entre 2 et 10 MHz, et de préférence entre 2 et 7,5 MHz. La sonde de mesure ultrasonore 1 est multi-élément et comprend deux ensembles 8a, 8b d’éléments transducteurs alignés sous forme de barrettes, comme illustré sur la figure 3. En cours d’utilisation, une barrette 8a est utilisée en émission tandis que l’autre barrette 8b est utilisée en réception.
Les deux barrettes 8a, 8b peuvent être séparées de 2 à 10 mm, et de préférence de 0,5 mm à 3,5 mm. Les barrettes sont agencées pour obtenir un angle réfracté compris entre -10° et 70°, dans un acier austénitique avec une vitesse approximative des ondes ultrasonores de 5700 m/s, après un parcours dans le sabot 6 compris entre 10 mm et 30 mm. Les barrettes 8a, 8b peuvent par exemple comprendre chacune entre 32 et 34 éléments transducteurs. Le pas entre les éléments transducteurs peut être compris par exemple entre 0,6 mm et 1 mm.
De préférence, les barrettes 8a, 8b ne sont pas disposées sur un même plan, ni parallèles. En particulier, les barrettes 8a, 8b peuvent être agencées avec un angle de bigle P, ou « squint angle » en anglais, qui peut être approximé par la moitié de l’angle formé par les alignements d’éléments transducteurs de chaque barrette. L’angle de bigle P peut être compris entre 0,1° et 3°. Les barrettes 8a, 8b peuvent présenter un angle de toit a, c’est-à- dire un demi-angle formé par les axes des deux faisceaux acoustiques, compris entre 1,25° et 3,25°.
Les deux phases de l’étape de mesure sont répétées plusieurs centaines de fois, le nombre de positions de mesure étant préférentiellement supérieur à 100 autour de la jonction soudée 3. Afin de permettre une mise en place aisée de la sonde de mesure ultrasonore 1 à chaque position de mesure, il est possible d’utiliser un porteur de sonde 10 tel qu’illustré sur la figure 6 et détaillé en figure 4a, 4b, 5, et 7. Le porteur de sonde 10 a pour objectif de porter les sondes de mesures 1 de sorte à ce que lesdites sondes de mesure 1 puissent être mobile sur et le long du porteur de sonde 10. Le porteur de sonde 10 est placé autour de la zone de contrôle aux abords ou sur la jonction soudée 3, entourant ainsi les éléments tubulaires. De préférence, le porteur 10 comprend plusieurs éléments : un collier 12 circulaire enserrant la conduite tubulaire 2, et un ensemble mobile le long du collier, qui peut notamment comprendre un chariot 14 configuré pour être déplacé le long du collier 12 et un porte instrument 16 configuré pour coupler le chariot 14 et la sonde de mesure 1.
La figure 4a montre un exemple de collier 12 circulaire destiné à être monté sur le pourtour de la conduite tubulaire 2 et à enserrer celle-ci. Le collier 12 est articulé, comprenant plusieurs sections 12a, 12b, 12c en forme d’arcs de cercle reliées deux à deux par des liaisons pivots, ainsi qu’un fermoir 18 comprenant plusieurs positions de fermeture. La figure 4b montre un exemple de fermoir 18. Une section 12b du collier est prolongée par un bras 20 portant à son extrémité une traverse 22 transversale au bras 20. Une autre section 12a du collier comprend des logements 24 configurés pour recevoir la traverse 22 après une insertion radiale de celle-ci et la maintenir contre une traction circonférentielle. Les logements 24 se répartissent à plusieurs positions circonférentielles, permettant un serrage adapté au diamètre externe de la conduite tubulaire 2 en offrant des positions de fermeture pour plusieurs diamètres.
La figure 5 montre un exemple de chariot, comprenant au moins deux portions courbées 14a, 14b reliée par une articulation 26, typiquement établissant une liaison pivotante. Dans cet exemple, un organe de verrouillage 28 à cheval entre les deux portions courbées 14a, 14b est actionnable par un organe de commande 30 pouvant également faire office de poignée pour le déplacement. D’autres poignées 32 dédiées peuvent être prévues. L’organe de verrouillage 28, de préférence un vérin pneumatique, peut passer d’une position de déverrouillage dans laquelle les deux portions courbées 14a, 14b sont mobiles grâce à l’articulation 26 à une position de verrouillage dans laquelle l’articulation 26 est verrouillée, empêchant un mouvement relatif entre les deux portions courbées 14a, 14b. Lors de la mise en place du chariot 14 sur le collier 12, l’articulation 26 est laissée mobile par l’organe de verrouillage 28, et les faces internes des portions courbées 14a, 14b sont disposées contre la face externe du collier 12. Par une action sur l’organe de commande 30, par exemple un appui s’il s’agit d’un poussoir, l’articulation 26 est alors verrouillée par l’organe de verrouillage 30. Le chariot 14 comporte également des roues 34 dimensionnées pour être en contact avec la face externe de la conduite tubulaire 2 lorsque le chariot 14 est en place sur le collier 12 enserrant cette face externe de la conduite tubulaire 2.
Comme illustré sur la figure 6, le chariot 14 et le porte instrument 16 sont configurés pour que le porte instrument 16 soit monté solidaire du chariot 14. Le déplacement du chariot 14 entraîne donc le déplacement du porte instrument 16. Ainsi que visible sur la figure 7, le porte instrument 16 comprend au moins un bras porteur 36 configuré pour recevoir une sonde de mesure ultrasonore 1 sur des étriers 38 de fixation desdits bras porteur 38, de façon déportée par rapport à la jonction soudée 3. De préférence, le porte instrument 16 comprend un bras porteur 36 de chaque côté de sa direction de déplacement circonférentielle. Le porte instrument 16 comprend également au moins une roue d’index 40, 42, configurée pour tourner au fur et à mesure du déplacement du chariot 14 le long du collier 12 autour de la conduite tubulaire 2, associée à un capteur d’indexation apte à quantifier la rotation de la roue d’index 40, 42. De préférence, le porte instrument 16 comprend deux roues d’index 40, 42 : une première roue 40 configurée pour rouler sur la conduite tubulaire 2 et destinée au repérage en abscisse curviligne lors du déplacement circulaire du porte instrument 16, et une seconde roue 42 configurée pour rouler sur un guide 43 entre une portion centrale du porte instrument 16 au bras 36 afin de déterminer un décalage axial (selon l’axe principal de la conduite tubulaire au niveau de la jonction soudée 3) de ce bras 36 et donc de la sonde de mesure 1 portée par ce bras 36 par rapport à la jonction soudée 3.
Ainsi que visible sur la figure 2, à une position de mesure, la sonde de mesure 1 n’est pas située radialement face à la jonction soudée 3 où à la zone d’inspection s’étendant à partir de celle-ci dans laquelle sont susceptibles de se trouver les FC S. La sonde de mesure est disposée de sorte à englober dans un balayage oblique une zone d’intérêt 44 englobant la zone d’inspection et la jonction soudée 3, et est donc déportée par rapport à celles-ci. En positionnant le collier 12 sur la jonction soudée 3, au niveau du cordon de soudure (zone fondue 3a), et en faisant maintenir la sonde de mesure 1 par un bras 36 s’étendant depuis l’ensemble mobile monté sur le collier 12, on obtient un positionnement correct de la sonde de mesure 1 pour toutes les positions de mesure, qui permet d’inspecter une zone d’inspection s’étendant sur tout le tour de la jonction soudée 3 et s’étendant latéralement par rapport à la jonction soudée 3.
Lorsque le collier 12 est monté sur la conduite tubulaire 2, et le chariot 14 muni du porte instrument 10 monté sur le collier 12, la sonde de mesure 1 peut être déplacée successivement entre les positions de mesure autour de la circonférence de la conduite tubulaire 2. Le mouvement de rotation peut être provoqué manuellement par une poussée sur une poignée 32, ou une motorisation peut être prévue pour déplacer le chariot 14 le long du collier 12, par exemple en motorisant les roues du chariot 14. Au cours du déplacement du chariot 14, la roue d’index 40, 42 permet de déterminer qu’une nouvelle position de mesure a été atteinte, typiquement après qu’une distance prédéterminée ait été parcourue (typiquement 1 à 3 mm), et le capteur envoie une information d’index à la sonde de mesure 1 ou à une unité de commande auquel est reliée la sonde de mesure 1, afin de causer l’émission de rafales d’ultrasons à cette position de mesure. L’émission de rafales d’ondes ultrasonores est ainsi conditionnée par l’information d’index relevée par le capteur d’indexation. De ce fait, il suffit de faire parcourir à l’ensemble mobile la circonférence de la conduite tubulaire 2 le long du collier 14 pour parcourir la pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement sur une surface extérieure de la conduite tubulaire 2, et y acquérir les signaux de mesure correspondant.
A chaque position de mesure, la sonde de mesure 1 procède à l’émission et réception successivement d’au moins deux rafales d’ultrasons de même fréquence pour obtenir une pluralité de signaux de mesure. De préférence, au moins trois rafales d’ultrasons sont successivement émises et reçues, et de préférence encore au moins quatre rafales d’ultrasons sont successivement émises et reçues. Dans l’exemple suivant, quatre rafales d’ultrasons sont successivement émises et reçues. L’ordre des rafales est donné à titre indicatif, et peut être modifié.
Une première rafale émet en onde plane longitudinale en mode direct (c’est-à-dire en ne considérant qu’un aller-retour direct des ondes ultrasonores entre les éléments transducteurs dans la région d’intérêt, sans prendre en compte d’éventuels parours supplémentaire liés à des rebonds et associés à 1 ou plusieurs changements de mode de propagation des ultrasons) et est configurée pour balayer une première zone d’intérêt 50 avec un axe de faisceau balayant une plage angulaire de balayage supérieure d’au moins 10° à une plage angulaire d’intérêt occupée par la première zone d’intérêt 50 par rapport à un plan tangent à la surface extérieure de la conduite tubulaire 2 supportant la sonde de mesure 1. La première zone d’intérêt 50 est centrée sur une zone 54, située entre la jonction soudée 3 et la sonde de mesure 1, où sont susceptibles de se trouver les FCS, et épouse d’une part les contours d’une portion de la conduite tubulaire au niveau de la jonction soudée 3, et s’étend de quelques millimètres à partir de celle-ci dans ladite portion de conduite tubulaire 2, typiquement sur une distance pouvant aller de 5 mm à 20 mm à partir de la zone fondue 3 a . La première zone d’intérêt 50 s’étend également depuis l’intérieur de la conduite tubulaire 2, à quelques millimètres (typiquement entre 5 et 10 mm) de la surface interne 52 de la conduite tubulaire 2, jusqu’à une hauteur d’au moins 15 mm, et de préférence d’au moins 20 mm dans l’épaisseur de la paroi de la conduite tubulaire 2. De préférence, la première zone d’intérêt 50 traverse la jonction soudée 3.
Par exemple, la première zone d’intérêt 50 peut se situer à un endroit compris entre les angles 45° et 60° par rapport à un plan tangent à la surface extérieure 5 de la conduite tubulaire 2, à partir de la pénétration des ondes ultrasonores dans la paroi de la conduite tubulaire 2, ce qu’on désigne par plage angulaire d’intérêt. Les éléments transducteurs sont alors commandés pour émettre des ultrasons en balayant une plage angulaire de balayage grâce par exemple à des retards d’émission entre eux. Le balayage s’entend comme le déplacement d’un axe de faisceau correspondant à un axe de plus forte intensité des ultrasons ou à un axe médian du faisceau d’ultrason émis. Cette plage angulaire de balayage s’étend de part et d’autre de la première plage angulaire d’intérêt 50, de préférence d’au moins 5° de chaque côté de la plage angulaire d’intérêt, et de préférence encore d’au moins 10°. Par exemple, pour une plage angulaire d’intérêt s’étendant entre les angles 45° et 60°, une plage angulaire de balayage peut être entre 28° et 70° avec un pas angulaire entre 1° et 3°.
Une deuxième rafale d’ultrasons est émise, avec des ondes planes en mode indirect balayant la plage angulaire de balayage. Les ondes peuvent alors être transversales, ou longitudinales ou une combinaison des deux. Le temps de vol des ondes est plus long, ce qui se traduit, comme illustré sur la figure 9, par la prise en compte des ondes ayant subies des réflexions multiples, et notamment par la prise en compte des ondes ayant subi une réflexion sur la surface interne de la conduite tubulaire. La seconde zone d’intérêt 56 englobe alors et étend la première zone d’intérêt dans une direction distale opposée à la sonde de mesure 1. Une troisième rafale d’ultrasons est émise selon les mêmes modalités que la deuxième rafale d’ultrasons, avec toutefois des ondes sphériques plutôt que des ondes planes. La deuxième rafale d’ultrasons et la troisième rafale d’ultrasons servent à distinguer les FCS parmi d’autres artefacts dans les signaux de mesure 1, et sont complémentaires.
Une quatrième rafale d’ultrasons, illustrée par la figure 10, en mode direct, est cette fois centrée sur une quatrième zone d’intérêt 58 s’étendant en-dessous de la sonde de mesure 1, sur toute l’épaisseur de la paroi de la conduite tubulaire 2, et plus précisément depuis le sabot 6 de la sonde de mesure 1 jusqu’à plus d’une épaisseur de la paroi au-delà de la surface interne 52 de la paroi de la conduite tubulaire. De préférence, cette quatrième zone d’intérêt 58 n’atteint pas la jonction soudée 3. Cette quatrième rafale sert à prendre en compte les échos de l’interface sabot-conduite (afin de déterminer le couplage), les échos de fond sur la surface interne 52 de la paroi de la conduite tubulaire 2, et leurs répétitions, afin de pouvoir déterminer l’atténuation des ultrasons.
Une fois que les signaux de mesure ont été obtenus pour la pluralité de positions de mesure, il est procédé à une reconstruction d’une première représentation à partir des premières rafales dans laquelle apparaît une zone caractéristique de la jonction soudée 3. Une construction d’au moins une autre représentation est également effectuée à partir des signaux de mesure des deuxièmes rafales, et où des troisièmes rafales. De préférence, une reconstruction est effectuée pour chacune des autres rafales : on a ainsi une construction d’une représentation à partir des deuxièmes rafales, une construction d’une représentation à partir des troisièmes rafales et une reconstruction d’une représentation à partir des quatrièmes rafales. Les reconstructions des différentes représentations à partir des différentes rafales d’ultrasons, en général, peuvent être faites avec ou sans conversion de mode, c’est- à-dire en exploitant le passage d’un mode longitudinal à un mode transversal ou réciproquement, tel que cela est pratiqué et bien connu de l’état de la technique. On entend par mode, le mode de propagation des ultrasons : un mode longitudinal qui correspond à la direction principale de propagation de l’onde ultrasonore, et un mode transversal qui est normal au mode longitudinal.
De préférence, la reconstruction se fait par la méthode de focalisation totale, ou TFM pour l’anglais « total focusing method », qui consiste à appliquer systématiquement le principe de focalisation de base des ultrasons multiéléments dans une région d’intérêt définie. La région d’intérêt est segmentée en une grille de positions, ou « pixels », et la focalisation par formation de faisceaux multiéléments est appliquée à chaque pixel de cette grille. La TFM permet de générer une représentation de la région d’intérêt qui est focalisée partout et à toutes les profondeurs.
Les figures 11 et 12 montrent des exemples de représentations ainsi obtenues. Les représentations sont des ensembles de données bi-dimensionnelles associant une amplitude à une localisation dans un espace bidimensionnel. Les représentations peuvent donc prendre la forme d’images, comme sur ces figures. La figure 11 montre par exemple une première représentation 100 obtenue à partir des premières rafales, selon un plan transversal à la jonction soudée (T-scan), et donc perpendiculaire à la circonférence de la conduite. On y a représenté le contour des extrémités des deux portions 102, 104 couplées par la jonction soudée, ce qui permet de mettre en évidence une trace d’écho de pénétration 106 des ultrasons au niveau du cordon de soudure (zone fondue 3 a) apparaissant comme une variation localisée d’amplitude dans la première représentation 100. La trace de l’écho de pénétration est donc une zone caractéristique de la jonction soudée 3. On y trouve également la trace d’une zone de transition 108 entre une paroi de la conduite tubulaire 2 et une zone fondue 3a de la jonction soudée 3, ladite trace de la zone de transition 108 apparaissant comme une ligne variation d’amplitude qui suit une la géométrie de l’extrémité de la portion 2a de la conduite tubulaire 2. La trace de la zone de transition 108 est également une zone caractéristique de la jonction soudée 3. D’autres zones caractéristiques de la jonction soudée 3 peuvent être mises en évidence, dès lors qu’elles apparaissent dans une représentation même en l’absence de défaut.
Une zone de recherche 110 susceptible de contenir des traces de fissure de corrosion sous contrainte a été entourée en pointillées. C’est dans cette zone de recherche 110 qu’est recherchée une éventuelle trace d’une fissure de corrosion sous contrainte apparaissant comme une variation localisée d’amplitude dans la première représentation. Par exemple, la zone de recherche 110 s’étend dans une portion 102 à partir de son extrémité jusqu’ à une distance s’étendant entre 5 et 20 mm dans la portion 102. La trace d’écho de pénétration 106 permet de connaître la position de la jonction soudée entre deux portions de la conduite tubulaire, et donc de localiser, dans la première représentation, la zone 110 susceptible de contenir des FCS. La figure 10 montre également une autre représentation 112 construite à partir des premières rafales, mais selon un plan différent puisqu’il s’agit ici d’un C-scan, correspondant à un déroulé de la surface interne de la conduite tubulaire, où se distingue le cordon de soudure 114 apparaissant comme un alignement de traces. La zone de recherche 116 susceptible de contenir des FCS a été entourée par des tirets.
Dans l’exemple de la figure 11, il n’y a pas de trace d’une fissure de corrosion sous contrainte dans la zone de recherche 110 de la première représentation dans le plan transversal à la jonction soudée. La figure 12 montre un autre exemple, avec une première représentation 200 obtenue à partir des premières rafales, selon un plan transversal à la jonction soudée (T-scan). On y retrouve le contour des extrémités des deux portions 202, 204 couplées par la jonction soudée 3, et la trace d’écho de pénétration 206 permettant de localiser la zone de recherche 210 susceptible de contenir des traces des fissures de corrosion sous contrainte. On y retrouve également la trace d’une zone de transition 208 entre une paroi de la conduite tubulaire 2 et une zone fondue 3a de la jonction soudée 3, ladite trace de la zone de transition 208 apparaissant comme une ligne variation d’amplitude qui suit une la géométrie de l’extrémité de la portion 2a de la conduite tubulaire 2. La zone de recherche 116 susceptible de contenir des FCS peut notamment s’étendre dans la portion 2a à partir de cette trace de la zone de transition 208.
Dans cet exemple, on y trouve une trace 220 d’une fissure de corrosion sous contrainte apparaissant comme une variation localisée d’amplitude dans la première représentation.
D’autres représentations sont illustrées, dans lesquelles la localisation de la trace 220 a été localisée par un encadrement 222. On y retrouve le C-scan 212, avec le cordon de soudure 214. La première représentation 200 et le C-scan 212 sont issues des premières rafales, et sont donc issues d’ondes en mode direct. Au moins une autre représentation (désignée comme seconde représentation) est construite à partir d’autres rafales que les premières rafales, lesdites autres rafales étant en mode indirect. Il s’agit typiquement des deuxièmes rafales et/ou des troisièmes rafales. Cette autre représentation sert à distinguer la trace de la fissure de corrosion parmi les artefacts. On a dans cet exemple une deuxième représentation 230 en T-Scan, et une deuxième représentation en C-scan 240, qui peuvent être construites à partir des deuxièmes rafales ou des troisièmes rafales, ou en combinant les signaux de mesure des deuxièmes rafales et des troisièmes rafales, et par exemple en les soustrayant.
Une trace d’une fissure de corrosion sous contrainte apparaît comme une variation localisée d’amplitude dans la première représentation et la deuxième représentation, la trace présentant deux pics d’amplitude dans la première représentation. Si une variation localisée d’amplitude n’apparaît pas dans la deuxième représentation 230, 240, alors une variation localisée d’amplitude dans la première représentation n’est pas identifiée comme trace d’une fissure de corrosion sous contrainte. Les signaux de mesure résultant des rafales en mode indirect, ils sont moins sensibles à de possibles artefacts, et permettent donc de distinguer les traces de fissures de corrosion sous contrainte parmi les autres artefacts. Ces artefacts sont par exemple causés par une déviation du faisceau d’ondes ultrasonores, une variation de géométrie des portions de la conduite tubulaire 2, la structure du matériau constituant la conduite tubulaire 2, ou bien l’état de surface interne de la conduite tubulaire 2. Il est ainsi possible d’identifier les traces de fissures de corrosion sous contrainte (étape S03).
Lorsqu’une trace d’une fissure de corrosion sous contrainte a été identifiée, il peut être procédé à la détermination d’une hauteur de la fissure de corrosion à partir d’une distance entre les deux pics d’amplitude de la trace (étape S04). La figure 13 montre, en bas, un exemple d’une trace 240 d’une fissure de corrosion sous contrainte identifiée dans une première représentation en plan transversal. On constate que la variation locale d’amplitude de la trace 240 comporte deux parties distinctes : une première partie 242, plus importante à la fois en amplitude et en superficie, et une seconde partie 244, moins importante à la fois en amplitude et en superficie. La première partie 242 de la trace 240 correspond au pied de la fissure de corrosion sous contrainte, c’est-à-dire à la partie de la fissure qui débouche sur la face interne de la conduite tubulaire, tandis que la deuxième partie 244 de la trace 240 correspond à la tête de la fissure de corrosion sous contrainte, c’est-à-dire à la partie de la fissure la plus profonde dans la paroi, et donc la plus éloignée de la face interne 52 de la conduite tubulaire.
Au-dessus de cet exemple est représenté un graphique 250 montrant les amplitudes correspondant à la trace 240. On distingue bien un premier pic d’amplitude 252 qui correspond au pied de la fissure et un second pic d’amplitude 254 qui correspond à la tête de la fissure. Le premier pic d’amplitude 252 présente une amplitude supérieure au second pic d’amplitude 254, typiquement avec une amplitude maximale du premier pic d’amplitude 252 supérieure à l’amplitude maximale du second pic d’amplitude 254, et de préférence au moins 1,5 fois supérieure à l’amplitude maximale du second pic d’amplitude 254, et de préférence encore au moins deux fois supérieure. Les amplitudes ne sont pas ici nécessairement directement des amplitudes des signaux de mesure, mais peuvent être tout indicateur lié à l’énergie des signaux de mesure.
Il est à noter que les différents paramètres de la sonde de mesure peuvent être modifiés afin de faire apparaître des caractéristiques préférentielles sur la trace 240. Notamment, il est recherché de faire apparaître un maximum d’énergie sur la tête de la fissure, c’est-à-dire qu’on cherche à obtenir un premier pic d’amplitude 252 très prononcé. On cherche également à maximiser la distance entre les deux pics d’amplitude 252, 254. On cherche enfin à obtenir un creux 256 d’amplitude entre les deux pics d’amplitude 252, 254, de préférence avec un creux d’amplitude 256 dont le minimum est inférieur à 1,5 fois l’amplitude maximale du second pic 254.
Afin de calculer la distance entre les deux pics d’amplitude 252, 254 de la trace 240, il est possible de déterminer la distance entre les maximums respectifs de ces pics d’amplitude 252, 254. La distance entre les deux pics d’amplitude 252, 254 de la trace 240 est directement liée à la hauteur de la fissure, c’est-à-dire à la profondeur de la fissure entre son pied et sa tête. La connaissance de la hauteur de la fissure de corrosion sous contrainte permet de caractériser la fissure de corrosion sous contrainte, et donc d’évaluer la signification de cette fissure de corrosion sous contrainte en termes de tenue mécanique de la conduite tubulaire.
Il est alors possible de déterminer si une opération de maintenance, telle qu’un renforcement de la conduite tubulaire par une cerce ou le remplacement d’une portion de la conduite tubulaire doit être effectué, et à quelle échéance. Il est également possible de faire un suivi dans le temps de la hauteur des fissures en venant recontrôler la conduite tubulaire 2. Il est donc possible de planifier de telles opérations de maintenance, puis de les effectuer.
L'invention n'est pas limitée au mode de réalisation décrit et représenté aux figures annexées. Des modifications restent possibles, notamment du point de vue de la constitution des diverses caractéristiques techniques ou par substitution d’équivalents techniques, sans sortir pour autant du domaine de protection de l'invention.

Claims

Revendications
1. Procédé de détection et de caractérisation d’une fissure de corrosion sous contrainte dans une conduite tubulaire (2) en acier au niveau d’une zone d’inspection (54) s’étendant à partir d’une jonction soudée (3) entre deux portions (2a, 2b) de la conduite tubulaire (2) au moyen d’une sonde ultrasonore (1), comprenant : a) pour une pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement autour de la conduite tubulaire (2) sur une surface extérieure (5) de la conduite tubulaire (2) au niveau de la jonction soudée (3) : al) mise en place de la sonde de mesure (1) contre la surface extérieure (5) à la position de mesure, la sonde de mesure (1) présentant une surface d’émission faisant un angle compris entre 10° et 30° par rapport à un plan tangent à la surface extérieure (5) de la conduite tubulaire (2) supportant la sonde de mesure (1), a2) émission et réception successivement d’au moins deux rafales d’ultrasons de même fréquence pour obtenir une pluralité de signaux de mesure, une première rafale en onde plane en mode direct étant configurée pour balayer une première zone d’intérêt (50) englobant la zone d’inspection (54) et la jonction soudée (3) avec un axe de faisceau balayant une plage angulaire de balayage supérieure d’au moins 10° à une plage angulaire d’intérêt occupée par la zone d’intérêt par rapport à un plan tangent à la surface extérieure (5) de la conduite tubulaire (2) supportant la sonde de mesure, et au moins une deuxième rafale en mode indirect balayant la plage angulaire d’intérêt, b) une construction d’une première représentation à partir des premières rafales à une pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement autour de la conduite tubulaire dans laquelle apparaît une zone caractéristique de la jonction soudée (3), et construction d’une deuxième représentation à partir des secondes rafales à une pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement autour de la conduite tubulaire, la première représentation et la deuxième représentation étant des ensembles de données bidimensionnelles associant une amplitude à une localisation dans un espace bidimensionnel, c) identification d’une trace (220, 240) d’une fissure de corrosion sous contrainte apparaissant comme une variation localisée d’amplitude dans la première représentation et la deuxième représentation, la trace (220, 240) présentant deux pics d’amplitude (254, 252) dans la première représentation construite à partir des premières rafales onde plane en mode direct, d) détermination d’une hauteur de la fissure de corrosion à partir d’une distance entre les deux pics d’amplitude (254, 252) de la trace (220, 240) dans la première représentation construite à partir des premières rafales onde plane en mode direct, la hauteur de la fissure s’étendant depuis une surface interne (52) de la conduite tubulaire (2).
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la pluralité de rafales comprend au moins une rafale en mode indirect en onde planes et au moins une rafale en mode indirect en ondes sphériques, la deuxième construction étant obtenue à partir d’au moins une parmi la rafale en mode indirect en onde planes et la rafale en mode indirect en ondes sphériques.
3. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la pluralité de rafale comprend une rafale en mode direct et ondes planes dont la région d’intérêt s’étend sur l’ensemble de l’épaisseur de la conduite, incluant la surface intérieure de la conduite.
4. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la trace (220, 240) d’une fissure de corrosion sous contrainte présente un premier pic d’amplitude (252) avec une amplitude maximale supérieure à au moins 1,5 fois une amplitude maximale du second pic d’amplitude (254).
5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel la trace (220, 240) d’une fissure de corrosion sous contrainte présente un creux d’amplitude séparant le premier pic d’amplitude (252) et le second pic d’amplitude (254), avec un minimum d’amplitude inférieur à 1,5 fois l’amplitude maximale du second pic (254).
6. Procédé selon l’une quelconque des revendications 4 ou 5, dans lequel le premier pic d’amplitude (252) correspond à un pied de la fissure de corrosion sous contrainte débouchant sur la face interne (52) de la paroi tubulaire (2), et le second pic d’amplitude (254) correspond à une tête de la fissure de corrosion sous contrainte opposé au pied de la fissure.
7. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la zone caractéristique de la jonction soudée (3) est une trace d’un écho de pénétration (106, 206) des ultrasons apparaissant comme une variation localisée d’amplitude dans la première représentation ou est une trace d’une zone de transition (208) entre une paroi de la conduite tubulaire (208) et une zone fondue (3a) de la jonction soudée (3), ladite trace de la zone de transition (208) apparaissant comme une ligne de variation d’amplitude.
8. Procédé selon la revendication précédente, dans lequel à l’étape c), la trace (220, 240) d’une fissure de corrosion sous contrainte est recherchée dans une zone de recherche (110) susceptible de contenir des traces de fissure de corrosion sous contrainte, cette zone de recherche (110) étant localisée au moyen de la trace de l’écho de pénétration (106, 206), ou au moyen de la trace de la zone de transition (108, 208).
9. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la sonde de mesure (1) est portée par un ensemble mobile sur un collier (12) s’étendant sur et autour de la jonction soudée (3), et la mise en place de la sonde de mesure (1) à une position de mesure parmi la pluralité de positions de mesure réparties circonférentiellement autour de la conduite tubulaire (2) comprend le déplacement de l’ensemble mobile le long du collier (12) jusqu’à ladite position de mesure.
10. Procédé selon la revendication précédente, dans lequel l’ensemble mobile comprend un chariot (14) configuré pour être déplacé le long du collier (12) et un porte instrument (16) configuré pour coupler le chariot (14) et la sonde de mesure (1).
11. Procédé selon la revendication précédente, dans lequel le porte instrument (16) comprend au moins une roue d’index (40, 42) configurée pour tourner au fur et à mesure du déplacement du chariot (14) le long du collier (12) autour de la conduite tubulaire (2), associée à un capteur d’indexation apte à quantifier la rotation de la roue d’index, et l’émission de rafales d’ondes ultrasonores est conditionnée par une information d’index relevée par le capteur d’indexation.
12. Produit programme d'ordinateur comprenant des instructions de code de programme pour l'exécution des étapes b), c) et d) du procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur.
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