Inspections de pipelines en ligne : Étude de cas comparant les outils d'évaluation des fuites de flux magnétique (MFL) et des ultrasons (UT)

Dans le domaine complexe de la gestion de l'intégrité des pipelines, il est essentiel de choisir la bonne technologie d'inspection pour maintenir la sécurité et l'efficacité opérationnelle. Au fil du temps, il n'est pas rare que les pipelines de liquides subissent de la corrosion interne et des piqûres, ce qui peut entraîner des problèmes d'intégrité structurale.

Pendant de nombreuses années, les exploitants de pipelines ont utilisé des méthodes d'inspection traditionnelles comme les fuites de flux magnétique (MFL) pour détecter ces anomalies. La MFL s'appuie sur les champs magnétiques pour identifier les zones de perte de métal. Les perturbations du champ magnétique indiquent des défauts potentiels, ce qui fait de la MFL une technique précieuse.

Cependant, l'efficacité de MFL peut être limitée par des facteurs comme le matériau du pipeline et les conditions environnementales. Par conséquent, de nombreux exploitants de pipelines ont cherché à obtenir des technologies plus précises et plus fiables capables de détecter les problèmes subtils et complexes.

En réponse, NDT Global a été le pionnier de l'utilisation des technologies ultrasonores (UT) pour fournir une évaluation plus complète de l'état des pipelines.

L'UT utilise des ultrasons à haute fréquence pour mesurer l'épaisseur de la paroi des tuyaux et identifier les zones de corrosion ou de perte de métal. UT excelle dans la découverte de problèmes qui pourraient passer à travers la maîtrise de la MFL. Par exemple, la MFL peut être aux prises avec la corrosion de fosse dans la fosse, la corrosion par perte de métal sur le métal ou la perte de métal avec une morphologie complexe.

Aujourd'hui, l'UT est devenu la technologie de prédilection pour de nombreuses entreprises. L'exactitude de l'UT et sa sensibilité aux défauts des pipelines le distinguent des autres méthodes d'inspection.

L'étude de cas suivante compare les résultats et les leçons tirées des inspections de l'UT et de la MFL d'un même pipeline en mer afin d'illustrer les avantages et les limites possibles de chaque technologie d'inspection.

Approche de NDT Global à l'égard des inspections intégrées des pipelines

NDT Global comprend que les réseaux pipeliniers complexes nécessitent une inspection interne de précision pour assurer la sécurité, la qualité et la gestion rentable. Notre approche est simple et consiste à donner à nos clients le « pouvoir de la clarté ».

Le pouvoir de la clarté consiste à faire en sorte que les meilleures personnes développent la meilleure technologie permettant de recueillir et de saisir les meilleures données. Grâce à des données de diagnostic supérieures, nous pouvons fournir les meilleures informations réalisables sur l'état réel des actifs pipeliniers. Lorsque nos clients exploitants de pipelines ont les meilleures connaissances, ils peuvent prendre les meilleures décisions qui, au bout du compte, produisent les meilleurs résultats pour les collectivités, l'industrie et l'environnement.

Que sont les outils de détection des fuites de flux magnétique (MFL) et comment fonctionnent-ils ?

Les outils de fuite de flux magnétique (MFL) établissent un circuit de champ magnétique en utilisant la paroi du tuyau comme conducteur. Lorsqu'il y a perte de métal, une partie du champ magnétique s'échappe de la paroi du pipeline, où un capteur le détecte. L'étalonnage est ensuite utilisé pour déterminer la taille de l'élément en fonction de la quantité de flux magnétique qui fuit. Les outils MFL peuvent être orientés de deux façons :

En MFL axial, le champ est orienté parallèlement à l'axe du tuyau. La MFL axiale rend l'outil plus sensible à la largeur circonférentielle des caractéristiques ou anomalies.
Dans la MFL circonférentielle, le champ est orienté autour de la circonférence du tuyau. La MFL circonférentielle rend l'outil plus sensible à la longueur axiale des caractéristiques ou anomalies.

Que sont les outils à ultrasons (UT) et comment fonctionnent-ils ?

Les outils à ultrasons (UT) utilisent une technique d'écho d'impulsions pour obtenir une mesure directe de l'épaisseur de la paroi. Un capteur piézoélectrique émet une onde sonore qui se déplace par un raccord de liquide à travers la paroi du pipeline. Lorsque l'onde sonore frappe l'interface entre la paroi du tuyau et la surface extérieure, le signal rebondit en raison d'un changement dans les propriétés matérielles. Le suivi du changement d'interface entre la surface intérieure de la conduite et la surface extérieure du tuyau permet de calculer avec précision l'épaisseur de la paroi.

Contrairement aux capteurs MFL qui touchent les parois d'un pipeline, les capteurs UT sont décalés par rapport aux parois. Cela signifie qu'ils peuvent mesurer l'épaisseur de la paroi ainsi que l'écart, c'est-à-dire la distance entre le capteur et la surface interne, ce qui permet de déterminer si les caractéristiques sont internes ou externes.

MFL vs UT — Principales différences

Cas d'utilisation

La MFL n'a pas besoin d'un raccord, de sorte qu'elle peut être utilisée dans les conduites de gaz et de liquides. Les outils UT ont besoin d'un milieu liquide dans lequel le son des capteurs peut se déplacer, de sorte qu'ils ne conviennent pas à une utilisation dans les gazoducs sans ajouter un certain type de liquide ou effectuer des inspections par lots. Cependant, il existe des options ultrasoniques pour les gazoducs, comme les outils CD de gaz de NDT Global, qui utilisent les ultrasons et la résonance acoustique pour mesurer l'épaisseur de la paroi.

Exigences relatives au nettoyage

Les techniques employées dans le MFL sont moins sensibles à la saleté résiduelle, de sorte que les tuyaux inspectés n'ont pas nécessairement besoin d'être propres. Toutefois, les outils de l'UT doivent être nettoyés pour s'assurer qu'ils peuvent capter avec précision les signaux sonores sur lesquels ils comptent pour recueillir des données sur l'intégrité des pipelines.

Délais de production de rapports

MFL s'appuie sur des algorithmes de dimensionnement et des analystes pour traiter les données qu'elle recueille. Les analystes humains peuvent ne voir que certaines caractéristiques, de sorte que le délai de production des rapports d'inspection de MFL est généralement rapide. En ce qui a trait à la production de rapports, les outils de l'UT exigent qu'un analyste examine toutes les caractéristiques des données, y compris les caractéristiques très complexes, ce qui signifie qu'il peut prendre plus de temps pour produire un rapport que lorsqu'on utilise un outil MFL.

Précision du dimensionnement par rapport à l'épaisseur de la paroi

Bien que les données de la MFL soient une mesure relative, les données de l'UT fournissent une mesure directe, et la tolérance de l'outil est la même, quelle que soit l'épaisseur de la paroi. Comme le montre le diagramme ci-dessous, à mesure que l'épaisseur de la paroi augmente, la bande de précision de la taille de l'outil MFL s'élargit, tandis qu'elle demeure constante lorsqu'on utilise un outil UT.

Présentation des données

L'une des principales différences que vous remarquerez lorsque vous comparez les résultats de la MFL et de l'UT est le nombre de boîtes déclarées en raison des différentes méthodologies utilisées pour prendre des mesures. Par exemple, dans le diagramme ci-dessous, les résultats de l'inspection de l'UT apparaissent dans l'encadré jaune. Les 11 cases blanches plus petites représentent les données correspondantes de la MFL dans la même zone de perte de métal.

Si vous effectuez ces deux types d'inspections sur la même infrastructure, les éléments visuels de votre rapport seront très différents. Il est important de parler à votre fournisseur d'inspection en ligne pour comprendre comment vos résultats sont présentés.

Étude de cas : MFL vs technologie UT

Alors que nous approfondissons la comparaison et la mise en contraste des capacités des outils de MFL et d'UT pour évaluer l'intégrité des pipelines, il est utile de nous inspirer des constatations et des leçons tirées d'un récent engagement des clients NDT.

Le client a abordé NDT Global avec un dilemme. Malgré l'utilisation d'un programme de gestion de l'intégrité (PGI) qui comprenait trois inspections annuelles à l'aide d'outils axiaux de MFL, ils ont découvert une fuite dans leur pipeline. Un fournisseur de services différent avait effectué chaque année une inspection de la LMF.

Comme aucune fuite n'avait été décelée avec MFL, ils estimaient qu'ils avaient besoin d'une image et d'une technologie différentes pour répondre à leurs préoccupations. Ils se sont tournés vers NDT Global pour inspecter leur pipeline à l'aide d'un outil de l'UT.

Les résultats ont brossé un tableau très différent de la santé des parois du pipeline.

Commençons par comparer les résultats de notre inspection par l'UT du pipeline du client avec ceux des trois inspections précédentes de MFL à l'aide du schéma ci-dessous :

Les points bleus indiquent le point le plus profond de chaque joint de canalisation le long de la distance du pipeline inspecté par l'outil UT.
L'inspection de l'UT descend à 90 % de profondeur, soit le point le plus profond et l'endroit où la fuite s'est produite.
Les résultats des trois inspections de MFL sont indiqués en jaune, en gris et en orange.
Aucun d'entre eux ne pouvait mesurer quoi que ce soit près de ce point le plus profond, et les résultats ne font qu'indiquer ce qui pourrait être le cœur du problème, qui, dans ce cas, est l'épaisseur de la paroi.
Il est également intéressant de noter que les données de l'UT ont permis de saisir une tendance distincte de la courbe des vagues dans la profondeur des éléments le long de la distance du pipeline. La MFL n'a pas réussi à saisir cette tendance. Il est possible que la conclusion soit liée à l'élévation du pipeline dans cette section particulière. Quelle que soit la raison, il pourrait s'agir d'une information utile pour l'exploitant.

Le diagramme à barres suivant résume les différences entre les inspections de la MFL et de l'UT et illustre la profondeur moyenne de toutes les caractéristiques découvertes lors de chaque inspection :

L'outil UT a mesuré une profondeur moyenne de plus de 50 % des caractéristiques, tandis que les trois inspections des outils de MFL ont mesuré une moyenne d'environ 20 %.
La ligne noire indique la profondeur maximale et minimale de l'élément mesurée par chaque inspection. Le point le plus profond mesuré par l'UT était de 90 %, tandis que le point le plus profond que les inspections de MFL ont pu mesurer se situait entre 50 et 60 %.

Ensuite, examinons le point le plus profond analysé dans les données de l'UT et comparez ceci à ce que l'inspection de la MFL a détectée :

La ligne rouge indique l'épaisseur de la paroi de l'UT qui trace la forme de l'élément à son point le plus profond du pipeline. Il s'étend jusqu'à une profondeur de 90 % de l'épaisseur de la paroi (environ trois pouces ou 75 millimètres de longueur).

En revanche, la première inspection de MFL en 2019 a révélé une caractéristique à peu près dans cette zone, avec une profondeur de seulement 20 %. La deuxième MFL en 2020 a permis de localiser une caractéristique d'une profondeur de 24 %, et la troisième inspection de la MFL en 2021 a permis de localiser une caractéristique d'une profondeur de 18 %.

Ainsi, bien que l'outil MFL ait détecté l'élément à son endroit le plus profond, il n'a pas enregistré la bonne profondeur. Il est probable que l'outil MFL n'a pas été en mesure de mesurer correctement la profondeur parce qu'il dépend de l'étalonnage ; il doit connaître l'épaisseur de la paroi. Lorsque l'amincissement des murs n'est pas ce à quoi l'outil s'attend, la MFL peut produire des résultats sous-optimaux. Il est également possible que MFL, parce qu'il s'agit d'une mesure volumétrique, ait des problèmes de précision lorsque la situation implique une perte de métal dans une perte de métal, et que la perte se produit sur toute la circonférence du tuyau, ce qui était le cas dans ce scénario particulier.

Comme l'illustre cette étude de cas, les données de l'UT donnent aux exploitants de pipelines une excellente vue de la topographie de la perte de métal, même dans des situations complexes. De plus, puisqu'il fournit une mesure directe, les exploitants peuvent avoir confiance dans les valeurs, quelle que soit l'épaisseur de la paroi du pipeline.

Un autre avantage des outils UT est qu'étant donné qu'ils fournissent une vue d'ensemble des conditions de corrosion, ils permettent une surveillance précise de la corrosion et un calcul précis des taux de croissance de la corrosion prévus au fil du temps. Cela est particulièrement important lorsque les exploitants font face à des scénarios de corrosion complexes ou lorsqu'ils gèrent des pipelines à conséquences importantes.

Recouvrement des connaissances de l'UT avec les pratiques exemplaires en matière de gestion de la corrosion pour mesurer la pression d'exploitation sécuritaire et la longévité des pipelines

Avec une vision claire de la corrosion et de la perte de métal dans leurs pipelines livrés par la technologie UT, les exploitants pipeliniers peuvent appliquer les pratiques exemplaires de l'industrie, en particulier DNV-RP-F101, annexe D, pour calculer la capacité de pression sécuritaire des pipelines.

Cette méthode est conçue pour la gestion à long terme de la corrosion axiale longue dans les pipelines, c.-à-d. la corrosion ou la canalisation couvrant plusieurs joints de tuyaux.

Dans le cas d'une corrosion axiale longue, vous pourriez penser que prendre la longueur d'un joint et utiliser la caractéristique la plus profonde est le point de départ approprié pour une évaluation. Toutefois, cette approche ne tiendrait pas compte de la complexité de la perte de métal dans son intégralité et serait trop prudente.

Dans le cas de la corrosion axiale longue, il faut tenir compte de la topographie de la corrosion ainsi que des profils de fond des rivières (SPR), qui sont facilement obtenus à l'aide de données ultrasonores. Et comme les longues corrosions axiales couvrent souvent de multiples joints de tuyauterie ou même des kilomètres de joints de tuyauterie, il est également important de tenir compte de ce qu'on appelle l'effet du système lors du calcul de la capacité de pression d'exploitation sécuritaire.

L'effet du système est conçu pour aider les exploitants à quantifier la présence de plusieurs joints de tuyauterie ayant une capacité de faible pression pouvant s'étendre sur plusieurs kilomètres de joints de canalisation.

La norme DNV vous permet de calculer la pression d'exploitation sécuritaire d'un pipeline dans cette situation à l'aide de paramètres de probabilité de défaillance (PoF). Il vous permet de combiner mathématiquement des POF individuels pour les caractéristiques, les joints de tuyauterie ou les segments afin d'obtenir une valeur de pression représentant l'ensemble du réseau pipelinier.

Cette approche permet également aux exploitants pipeliniers de déterminer la durée de vie restante du pipeline en calculant les taux de croissance de la corrosion pour les longues sections de canalisation axiale.

Là encore, les pratiques exemplaires consistent à examiner les profils du fond des rivières. En effet, si vous calculez simplement les taux de croissance de la corrosion joint par joint, il est peu probable que les résultats soient significatifs parce que le point le plus profond pourrait changer d'une année à l'autre, ou que votre calcul pourrait ne pas tenir compte du fait que certaines sections de joints de tuyaux ont des taux de croissance de la corrosion plus élevés que d'autres.

Ainsi, en découpant les tuyaux en segments plus petits d'un mètre et demi à l'aide des données réelles sur l'épaisseur de paroi, vous obtenez une image plus granulaire des taux de croissance de la corrosion des joints, plutôt qu'une valeur moyenne.

Une fois que vous avez des taux de croissance précis de la corrosion, vous pouvez calculer la capacité future du système en répétant le calcul de l'effet du système jusqu'à ce que la pression de sécurité soit égale à la MAOP. Cela vous permettra également de mieux comprendre à quel moment un pipeline devra probablement être réparé.

Résumer

Il est possible de gérer l'intégrité des pipelines au moyen d'une inspection interne, mais comme nous l'avons exploré, il est essentiel de choisir la bonne technologie pour l'application.

Le MFL est un outil très utile ; il est moins coûteux que les outils UT et ne nécessite pas de nettoyage complet des pipelines. Toutefois, elle peut donner aux exploitants de canalisations un faux sentiment de sécurité quant à l'état véritable de leurs pipelines.

Notre étude de cas a mis en évidence le fait que l'exécution répétée d'inspections de MFL et la confiance des résultats sans obtenir de vérification de la réalité de la technologie UT n'est pas une décision judicieuse. Nous avons constaté que la MFL ne fonctionne pas toujours comme prévu, surtout dans les cas où il y a une perte de paroi importante sur toute la circonférence du pipeline ou une perte de métal à l'intérieur d'une perte de métal.

Bien que plus coûteux et nécessitant un nettoyage, les outils UT offrent des mesures directes et répétables dans des conditions extrêmement difficiles. De plus, une fois que vous disposez de données ultrasonores, vous pouvez utiliser la méthode DNV-RP-F101, annexe D, pour calculer la capacité de pression sécuritaire d'un pipeline, en tenant compte de l'effet du système dans les cas de corrosion axiale longue avec perte de métal complexe et/ou étendue.

NDT Global est un chef de file de l'industrie dans le domaine des méthodes d'inspection par ultrasons UT. Nous pouvons vous aider à cerner les pertes de métaux et d'autres anomalies en misant sur les meilleures personnes et les meilleures technologies pour vous fournir les meilleures informations réalisables sur l'état réel d'un actif pipelinier.

C'est le pouvoir de la clarté au travail, qui offre les meilleurs résultats pour votre entreprise, votre personnel et l'environnement.

Communiquez avec NDT Global pour savoir comment le pouvoir de la clarté peut vous aider à prendre des décisions fondées sur les données dans l'ensemble de votre organisation.