MINISTÈRE DE L'INDUSTRIE ET DE LA RECHERCHE
BUREAU DE RECHERCHES GÉOLOGIQUES ET MINIÈRES
SERVICE GÉOLOGIQUE NATIONAL
B.P. 6009 - 45018 Orléans Cedex - Tél.: (38) 63.00.12
LA CORROSION ET L'INCRUSTATION
DANS LES FORAGES D'EAU
(choix de l'équipement adapté)
par
M.
BOURGEOIS
Département géologie de l'aménagement
Hydrogéologie
B.P. 6009 - 45018 Orléans Cedex - Tél.: (38) 63.00.12
76 SGN 379 AME
Octobre 1976
Rapport BRGM : 76 SGN 379 AME
ERRATUM
Résumé :
7ème ligne avant le bas de page : corrosité ; lire corrosivité
m ê m e remarque dans le rapport, p . 6 , 1ère ligne
"
"
à l'annexe D , p . 1, note infrapaginale
Rapport : - page 1, 4 è m e paragraphe, 3 è m e ligne : le mesure ; lire : la mesure
- page 3 , 2 . 2 . 1 . , 1er paragraphe, 5 è m e ligne : plus de 30 ; lire
plus de 130 publications
- page 1 6 , 8 è m e ligne : alises ; lire alésés
- page 2 0 , 3 è m e ligne : jaunâtres ; lire saumâtres
- page 2 2 , 1ère ligne : dates, des devis ; supprimer la virgule
Annexe A : - page 8 , 3 è m e paragraphe, 1ère ligne : créée ; lire crée
- page 1 8 , 6 è m e ligne : on a vue ; lire vu
Annexe B :
- après la page 2 3 , annexe B l , 12ème ligne :
molécule-gramme/litre
concentration en équivalent-gramme/litre ; lire
valence
valence
- m ê m e page, début de la 15ème ligne : (mé.) ; lire (méq.)
- annexe B 3 b , page B , calcul de pKs : soutien Ç. ; lire soustraire
- annexe B 4 , planche B rectifiée (ci-jointe)
- annexe B8 rectifiée (ci-jointe)
4,0
.J ;
s
t
3.0-
- "X =
~
— t.
_
|
•
•
•
—
-4r-
2,0 ^i
1,5
10
50
100
Co++ ou C 0 - H "
(enmg/l)
500
1000
ANNEXE B
Eh
1,23 !
1.2 • l
0,8-
•Pa s siv a t i
0,4-
0,4
Corrosixn
0,4 J
56.000 mq/l
I M
i I I i
0,056 mg/l
-0,826
0,8
P-a-s-s-i-v-i-tTe
1,2
2
4
6
8
10
12
14 pH
0,4
-0,826
0 / 2
4
6
8
10
12
14 pu
DIAGRAMME DE POURBAIX
d'après le Mémento technique de l'eau, Dégrémont
RESUME
La corrosion et l'incrustation ont été beaucoup plus étudiées et combattues sur les canalisations d'eau et installations de surface que sur les forages, où des dégâts très importants, difficiles ou impossibles à réparer, peuvent
parfois se produire un à deux ans seulement après les travaux sur des forages
exploités ou au repos.
Ce rapport, accompagné de cinq annexes rappelle les causes des phénomènes,
les moyens de les prévoir et d'y remédier en choisissant l'équipement adapté aux
conditions de terrain.
L'annexe A est une traduction du chapitre "Corrosion et incrustation
dans les puits" d'un manuel américain. Les auteurs, qui ont analysé une trentaine
de publications récentes sur la question, déclarent que ce sujet complexe fait
encore l'objet de recherches de la part des pétroliers surtout, et donnent des
conseils utiles.
L'annexe B rappelle les notions de chimie relatives à ces phénomènes et
comporte un abaque permettant la détermination facile du pH de saturation de
W.F. LANGELIER, dont l'index de Ryznar est dérivé.
L'annexe C est une traduction des conseils pratiques donnés par un
homme qui a 40 ans d'expériences de terrain à la Société JOHNSON U3P, St-Paul,
Minnesota.
L'annexe D est également une traduction d'une note de J.W. RYZNAR chimiste à la National Aluminate Corp. Chicago - Illinois. Partant du pH de saturation de
W.F. LANGELIER il a créé un index de stabilité de l'eau basé sur une série d'essais
d'incrustation en laboratoire. Il extrapole la validité de son index aux eaux
agressives, d'après les dégâts réellement constatés sur des réseaux de distribution d'eau.
L'annexe E, copie d'un article de R.M. BERTHIER et M. VERIT publié en
1956, donne une bonne description de la protection cathodique avec exemple d'application sur des puits en terrains salifères du Chott ech Chergui (Algérie]. Ce type
de protection à réaliser par un spécialiste serait à comparer aujourd'hui avec
les équipements plus classiques en alliages spéciaux, matières plastiques et
fibres de verre.
Le rapport analyse les méthodes de détermination des caractérisques de
l'eau à capter :
- en calculant l'index de RYZNAR d'après les éléments de l'analyse
- en faisant des mesures in situ au corrosimètre. Les résultats présentés
par F.E. CLARKES qui a utilisé cet appareil au Sahara ne sont pas
entièrement convainquants ¡ une mise au point des conditions opérationnelles est peut-être nécessaire, si toutefois la corrosité peut
se résumer à une simple mesure valable dans tous les cas !
L'index de RYZNAR paraît en définitive plus représentatif et 1'hydrogéologue aura intérêt à le connaître pour choisir l'équipement dt ses forages.
Des renseignements sur les dimensions courantes, caractéristiques mécaniques et prix comparés sont fournis pour les tubages et crépines en matériaux
divers : acier doux, semi-inox, inoxydable, PVC etc.. Parmi les principales
dispositions pratiques on retiendra :
- Que les incrustations se déposeront sur les tubages et crépines quelque
soit le matériau qui les constitue. On limitera les dépôts en évitant
les entrées d'air dans le puits, en réduisant le rabattement et en
s1efforçant de ne jamais dénoyer les crépines. Il sera rentable de
traiter périodiquement les puits qui s'incrustent et de prévoir en
conséquence l'équipement de l'ouvrage et son accessibilité future au
cours de l'exploitation.
- Que la corrosion bactérienne ne justifie pas à elle seule un équipement
spécial ; on pourra la supprimer ou la réduire notablement en évitant
d'introduire des bactéries en profondeur avec les fluides et ingrédients
de foration et de cimentation et avec le matériel de forage et de pompage. Avant de réceptionner le puits on procédera à une désinfection au
chlore qui sera renouvelée si nécessaire au cours de l'exploitation.
- Pour se prémunir contre les dégâts de la corrosion électrochimique on
examinera, selon la profondeur et le diamètre de l'ouvrage, la nature
des terrains aquifères, le degré de corrosivité de l'eau, le matériau le
mieux adapté pour les tubages et crépines en retenant qu'un alliage résistant et relativement coûteux peut s'avérer beaucoup plus économique
qu'une réfection de l'ouvrage.
Un tubage en acier doux, épais, bien centré, revêtu de peinture bitumineuse et bien isolé du terrain par une gaine de ciment continue de 7 à 8 cm
d'épaisseur résistera longtemps surtout s'il est bien isolé de la crépine en
métal différent. On évitera les crépines dans les terrains bien consolidés où
elles sont souvent plus nuisibles qu'utiles. Pour le captage en terrains meubles
on réservera les crépines en matière plastique, fibres de verre et alliages
nobles aux eaux très corrosives, les aciers semi-inox ou ordinaires à celles qui
le sont moins ou pas du tout, en isolant électriquement tubages et crépines.
Ce rapport a été rédigé dans le cadre des études méthodologiques du
Département géologie de l'aménagement du territoire sur crédits du Ministère de
l'Industrie et de la Recherche.
SOMMAIRE
page
1. OBJECTIFS ET STRUCTURE DU RAPPORT
2. LES ANNEXES
2.1. Enumération des annexes
2.2. Que retenir des différentes annexes
2.2.1. Annexe A
2.2.2. Annexe B
2.2.3. Annexe C
2.2.4. Annexe D
2.2.5. Annexe E
3
3
3
3
5
6
7
8
3. PRECAUTIONS A PRENDRE A LA CONCEPTION ET LORS DE L'EXECUTION DES
FORAGES
3.1. Détermination des risques
3.1.1. Index de Ryznar
3.1.2. Mesures au corrosimètre
3.1.3. Conditions de choix des analyses
3.2. Contrôle de l'incrustation
3.3. Contrôle de la corrosion
3.3.1. Corrosion électro-chimique
3.3.2. Corrosion bactérienne
10
10
10
10
14
14
16
16
23
4. CONCLUSION
24
BIBLIOGRAPHIE
25
- 1-
1 - OBJECTIFS ET STRUCTURE DU RAPPORT
Le but de ce rapport est d'attirer l'attention des hydrogéologues sur
les problèmes de corrosion et d'incrustation dans les forages d'eau, de leur fournir des informations sur les moyens de prévoir ces phénomènes et sur les précautions pratiques à prendre à la construction des puits.
L'incrustation qui se manifeste d'une façon souvent spectaculaire à l'air
libre, dans les conduites d'eau, les réservoirs, les appareils de chauffage, etc.
existe également dans les puits. Elle est souvent responsable de la réduction
progressive de leur débit qui nécessitera un traitement pour retrouver la productivité initiale. Pourtant, elle affecte peu la qualité du matériau des tubages
et crépines : elle les protège même le plus souvent, à l'inverse de la corrosion qui
provoque leur destruction plus ou moins rapide.
Il semble que les méfaits de la corrosion et de l'incrustation aient été
étudiés spécialement dans les installations de surface, les conduites et
accessoires des réseaux de distribution, les chaudières, bouilleurs, radiateurs,
appareils industriels etc. où les phénomènes sont éventuellement amplifiés par
les hautes températures mais où il est également plus facile d'observer les
dégâts et d'appliquer les palliatifs. Avant d'envoyer l'eau dans le réseau on pourra favoriser le dépôt des carbonates par aération ou au contraire la neutraliser
par addition de chaux ou magnésie ; en circuits fermés on utilisera de l'eau
déminéralisée transformée, stabilisée (aux polyphosphates), vaccinée, dégazée,
inhibée par des amines, des huiles, des chromâtes etc.. On protégera aisément
les conduites métalliques enterrées à quelques décimètres par un enrobage isolant,
on pourra les sonder avec des appareils de contrôle pour détecter les courants
vagabonds qui seront "renversés" jusqu'à l'annulation par envoi de courants
opposés ou "déversés" vers des électrodes sacrifiés plus corrodables que le métal
des conduites.
Dans les forages l'observation est impossible ou difficile, de même
que la parade : la télévision en circuit fermé peut apporter des renseignements
dans le mesure où il est possible d'interrompre l'exploitation, de retirer la
pompe, où caméra et projecteurs peuvent être descendus et remontés sans problème ;
l'inspection, limitée toutefois à la face interne des tubes et crépines, permettra
donc un diagnostic partiel mais les retraits et remplacement des éléments détériorés resteront compliqués et coûteux, voire impossibles. C'est pourquoi il
convient de prendre le maximum de précautions au moment de l'exécution du puits j
pour cela il faut être en mesure de déterminer les risques, de savoir comment
équiper le puits pour supprimer ou réduire les dégâts dus à la corrosion et à
l'incrustation et y remédier par traitement éventuel.
Au départ, il est difficile d'apprécier exactement les risques de
corrosion puisque les causes de celle-ci sont multiples ; de même n'est-il pas
toujours facile de choisir la completion ou le matériau qui résisteront à la
corrosion, pour des raisons de diamètre de l'ouvrage, de conditions d'installation , de disponibilité du matériau aux caractéristiques mécaniques adaptées
et surtout du coût des équipements de meilleure qualité. Le maître d'ouvrage
estimera parfois que ce coût est prohibitif, mais il doit être averti de
l'étendue des risques et des dispositions à prendre pour les supprimer ou les
réduire.
Pour aider 1'hydrogéologue à jouer ce rôle, ce rapport, assorti de
cinq annexes, donne un certain nombre d'indicatiuns théoriques et pratiques
qui devraient être améliorées ultérieurement par les résultats des recherches et
essais, dans le domaine technologique en particulier.
- 2 -
En passant d'une annexe à l'autre, le lecteur trouvera peut-être des
redites ou des points de vue divergents, ce qui n'est pas surprenant compte tenu
des dates des publications,de l'objectif et de la spécialisation différente de
chacun des auteurs. On a généralement précisé, actualisé ou rectifié ce qui méritait de l'être en notes infrapaginales ou en commentaires dans le rapport. Il
peut toutefois subsister quelques incohérences et oublis puisque ce travail étalé
sur plusieurs mois avec de nombreuses interruptions s'est déroulé de la façon suivante
- traduction du texte devenu l'annexe C
_
»
»
H
ii
ii
n
- complément d'étude bibliographique et rédaction de l'annexe B
- début de rédaction du rapport, puis traduction de l'annexe A
- lecture du texte ajouté en annexe E et rédaction finale du rapport.
- 3-
2 - LES ANNEXES
2.1 - Enumeration des annexes
L'annexe A est une traduction du chapitre "CORROSION et INCRUSTATION
DANS LES PUITS" du manuel américain "WATER WELL TECHNOLOGY par M.D. CAMPBELL et
J.H. LEHR, édité en 1973 par Mac GRAW-HILL BOOK COMPANY.
L'annexe B rappelle certaines notions de chimie, à la fois utiles pour
l'étude des phénomènes d'agressivité et de corrosion, et pour comprendre plus
facilement certaines publications sur ce sujet.
L'annexe C est une traduction des conseils pratiques pour lutter contre
la corrosion et l'incrustation dans les forages d'eau exposés par J.L. MOGG,
ingénieur en chef à JOHNSON Division U.O.P. Co, St-Paul, Minnesota, dans le
Water Well Journal de mars 1973.
L'annexe D est une traduction de la note de J.W. RYZNAR : "Un nouvel
index pour déterminer le dépôt de carbonate de calcium formé par une eau". Journal
de l'Aww^, avril 1944.
L'annexe E est la copie d'une note de MM. R.M. BERTHIER et M. VERIT :
La protection cathodique des tubages des puits à grand diamètre au Chott Chergui.
Revue Terres et Eaux n° 27, Alger 1956.
2.2 - Que retenir des différentes annexes ?
2.2.1 - Annexe A : Water Well
technology
Les auteurs du manuel "Water Well Technology" ont écrit leur ouvrage
en reproduisant très largement les extraits principaux et conclusions des
publications diverses concernant les divers aspects théoriques et pratiques des
travaux de forages d'eau. Pour le chapitre faisant l'objet de l'annexe A plus
de 30 publications ont été analysées ; on peut donc penser a priori que le
texte est assez représentatif des principales connaissances en la matière des
techniciens américains en 1972. Or les auteurs n'en tirent pas une méthode simple et infaillible pour déterminer la corrosivité de l'eau et des moyens également
simples et sûrs pour s'y opposer '.
Ils déclarent au contraire que le problème est complexe, que les pétroliers travaillent activement sur ce sujet et que la recherche a été jusqu'ici
insuffisante dans le domaine des forages d'eau aussi bien que la volonté d'expérimenter méthodiquement les procédés de détection ou les techniques de lutte
en observant et publiant systématiquement les résultats.
- 4 -
Ils énumèrent les facteurs habituels de la corrosion : pH bas,excès
de C02»d'oxygène, d'H 2 S, augmentation du résidu sec et de la température, les
conditions naturelles de protection du métal par les sels qui les recouvrent
efficacement [ou non s'ils sont poreux],les causes de destruction du dépôt
protecteur, le comportement des divers métaux et alliages en milieu agressif, e t c . !
Il ressort également de ce texte que le meilleur moyen de caractériser
l'agressivité d'une eau naturelle serait actuellement encore de déterminer son
pH de saturation selon la méthode de LANGELIER, puis l'index de stabilité de
RYZNAR, et de prendre les précautions qui en découlent pour choisir l'équipement
du puits. L'essai d'explication de l'incrustation - corrosion basée sur la théorie
électrocinétique semblerait, d'après le résumé des conclusions, concerner essentiellement l'incrustation ; la parade imaginée par MANDAL et EDWARDS, qui consiste
à empêcher le dépôt entartrant par un envoi de courant, est fortement mise en doute
par
J.S. FRYBERGER qui craint de déclencher ainsi une corrosion galvanique plus
grave que l'incrustation.
On peut extraire de ce chapitre les dispositions à prendre pour supprimer ou réduire les problèmes de corrosion et d'incrustation :
a) Lutte contre la corrosion électro-chimique
- évaluer le risque par détermination du pH de saturation et de l'index
de RYZNAR de l'eau et faire des mesures au corrosimètre [voir 5 3.1.2),
- prévoir des matériaux résistants stlon le degré de corrosion mis en
évidence spécialement pour les organes délicats [les crépines) ; choisir
les métaux ou alliages adéquats,éventuellement prendre des éléments
en plastique ou fibres de verre. Pour les tubages, se souvenir qu'en
doublant l'épaisseur on quadruple leur durée de vie.
- éviter la désagrégation des couches de protection naturelles des tubages
et crépines par des vitesses d'entrée d'eau trop élevées ou des apports
de sable érosif ,
- éviter l'équipement du puits avec des métaux éloignés dans l'échelle
de Nemst [voir annexe B6a, b et c) ou assurer une isolation efficace
entre eux,
- éviter les points de fragilité sur les colonnes : zones de forte tension,
fatigue du métal par choc, chauffage, refroidissement brusque, les
grains et autres hétérogénéités de surface,
- protéger les métaux courants par des revêtements métalliques ou organiques
résistants ¡ éviter le zinc, qui sera très facilement déplacé, et
prendre des précautions a la pose des tubages pour éviter les déchirures
des revêtements organiques,
- appliquer plus fréquemment la protection cathodique qui atténuera l'attaque de la partie externe des tubages.
'.es auteurs estiment :
- que le bon revêtement organique, électriquement isolant, assurant un
recouvrement complet et continu, et n'évoluant pas avec le temps,
n'a pas encore été mis au point,
- que les courants induits dans le terrain par les pompes électriques
immergées posent des problèmes sur les puits profonds.
- 5-
b) Lutte contre la corrosion - -incrustation bactérienne
les bactéries sont introduites le plus souvent dans les terrains par le
fluide de foration, le ciment ou le fluide de fracturation hydraulique ;
les tubages, crépines, gravillons, la pompe et ses accessoires, etc.
peuvent également être contaminés. On prendra donc le maximum de
précautions pour réduire cette contamination artificielle et l'on désinfectera les puits avant la mise en production,
le produit de destruction des bactéries le plus courant reste le chlore
qui se révèle efficace dans la mesure où il est appliqué assez tôt :
les sulfures produits par les bactéries anaérobies pourraient en effet
former des tubercules protecteurs où le chlore ne les atteindrait pas,
autre bactéricide efficace : un chlorure alkylbenzyl triméthyle d'ammonium
quaternaire cathionique ¡ il peut perdre une partie de son efficacité
par réaction sur les argiles.
c) Lutte contre l'incrustation
éviter au maximum les entrées d'oxygène en isolant la pompe et les crépines
de l'atmosphère extérieure par des joints étanches,
éviter le départ de C0 2 dû à la différence de pression de l'eau entre
l'intérieur et l'extérieur du puits soumis à un fort rabattement,
pour éviter le fort rabattement générateur indirect de l'incrustation,
bien développer les puits, ne pas les surexploiter, pomper un faible débit
continu plutôt qu'un fort débit discontinu. Au besoin prévoir un nombre
suffisant de puits exploités en continu à débit moyen plutôt que quelques
puits exploités a fort débit avec rabattement important,
traiter périodiquement les forages soumis à l'incrustation, avec de
l'acide sulfamique, ou chlorhydrique, ou du chlore gazeux etc. pour
récupérer la productivité d'origine des puits.
2.2.2 - Annexe B : Rappel de notions de chimie
2.2.2.1 - Í2Á ¿oZu.tA.oni> : dans l'eau les sels minéraux sont
dissocias en ions pour former des solutions conductrices ou electrolytes. Le degré
de dissociation - qui conditionne la "force" de 1'electrolyte - dépend des
constantes de dissociation K, propres à chaque équilibre entre 2 ions donnés. K,
égal au produit du rapport de concentration des ions des deux membres de la
réaction par le rapport de leur coefficient d'activité, est donné dans des tables
et utilisé le plus souvent sous la forme de son cologarithme pK. On donne les
formules de calcul de la force ionique u_ des ions présents dans l'eau et de leur
coefficient d'activité f.
- 62.2.2.2 En raison de l'interdépendance des notions d'agressivité, corrosité et
incrustation, il convient de rappeler pourquoi une eau est agressive vis-à-vis du
calcaire et comment on calcule ce degré d'agressivité. W.F. LANGELIER a présenté
en 1936 une formule pratique pour illustrer le caractère agressif ou incrustant
d'une eau naturelle, dont la plupart des auteurs se sont inspirés.
A partir de cette formule, qui donne le pH de saturation, ou pHs, de
l'eau étudiée, un abaque simple est fourni en annexe B4, avec exemple de
détermination du pHs par le calcul et par utilisation de l'abaque.
Un survol des autres méthodes montre que celle de MM. HALLGPEAU et
DUBIN est particulièrement appréciée des exploitants pour connaître la nature et
la quantité de produits neutralisants à utiliser avant d'envoyer l'eau dans le
réseau de distribution.
2.2.2.3 L'eau peut être réductrice, si elle cède des électrons, ou oxydante, si
elle en accepte. En présence d'eau un oxydant libère de l'oxygène et un réducteur
libère de l'hydrogène, qui se dégageront si leur pression est supérieure à la
pression ambiante.
Dans l'eau, le fer cède des électrons et l'eau devient oxydante en
libérant de l'oxygène. L'ion fer entre en solution dans une proportion qui dépend de
la nature de l'électrolyte (degré de minéralisation de l'eau), de la température et
de la pression. A l'équilibre il existe une différence de potentiel entre le métal
et la solution, c'est le potentiel d'électrode E, pris par référence à l'électrode
d'hydrogène, dont le potentiel E = 0 par convention. Le potentiel normal
d'électrode Eo, d'une solution normale d'un ion (renfermant un ion-gramme par
litre) est donné dans des tables, ou échelle de Nernst, en annexe BB.
On donne les conditions théoriques de corrosion du fer en eau pure
désaérée, avec ou sans précipitation, en solution acide, en eau aérée ; les
produits de solubilité des hydroxydes de fer, des carbonates de fer et de calcium
sont indiqués, ainsi que le diagramme d'évolution de la corrosion en fonction du pH
et de C 0 2 total.
Enfin l'annexe se termine par trois diagrammes Eh - pH du fer : le
diagramme de Pourbaix, le diagramme simplifié explicité par les équations des
limites et le diagramme comportant quelques ions complexes d'hydroxyles.
2.3 - Annexe C : Note de J.L. MOGG
L'expérience de M. J.L. MOGG, ingénieur en chef à JOHNSON Division est
intéressante en raison des cas concrets qu'il rapporte. Le tableau 3, qui sert de
guide pour le choix du matériau de la crépine en fonction de l'index de RYZNAR,
accorde une position privilégiée à l'acier inox utilisé dans la plupart des cas
pour \a fabrication des crépines JOHNSON.
En annexe B6b la table 40 , d'après International Nickel Co, montre
qu'il existe d'autres métaux ou alliages plus résistants à la corrosion que l'acier
inox j la situation avantageuse de celui-ci au bas de l'échelle, lorsqu'il est
passive, n'est pas comparable avec celle des autres métaux ou alliages qui ne sont
pas présentés dans le même état (sauf le nickel, l'Inconel et le ferrochrome).
- 7 -
Par ailleurs le tableau 3 ne donne pas de place aux métaux très résistants
cités par J.L. MOGG : l'Hastelloy B et C - 276 et le Carpenter 20. Il serait
instructif de connaître le potentiel d'oxydoréduction de ces différents matériaux,
les conditions de passivation de chacun, leurs caractéristiques mécaniques et leur
prix pour apprécier correctement celui qu'il convient de retenir selon la
composition de l'eau
Métaux usuels
Métaux spéciaux
Acier inoxydable 304. Le plus e m ployé des aciers inoxydables 18-8
à cause de sa grande résistance à
la corrosion dans de nombreux
types d'eaux, sa bonne soudabilité
et sa grande résistance mécanique.
Acier inoxydable Carpenter 20
CB.3. Acier spécial résistant à
l'acide sulfurique ; contient environ
2 0 % de chrome et plus de 3 0 %
de nickel.
Acier inoxydable 316 L. Faible teneur en carbone qui facilite l'usinage et augmente encore la résistance à la corrosion.
Acier au carbone. Acier classique
à faible teneur en carbone et galvanisé pour augmenter sa protection.
Inconel 6 0 0 * . Métal possédant
d'excellentes qualités mécaniques
et très résistant à la corrosion sous
des températures supérieures à la
normale.
Hastelloy B ou C *. Bonnes qualités mécaniques et excellente résistance à la corrosion dans des
Monel 400 *. Alliage d'environ
conditions sévères telles que celles
7 0 % de nickel et 3 0 % de cuivre, causées par la présence d'acides
particulièrement résistant à la corforts et des solutions chlorées.
rosion par l'eau de mer, très e m - Ces métaux spéciaux ne sont pas
ployé dans la marine.
tenus en stock : renseignements
sur demande.
* Monel et Inconel sont des marques déposées de l'International Nickel C o . . Hastelloy est une
marqua déposée de l'Union Carbide Corp.
Propriétés de quelques métaux et alliages
Document des Crépines JOHNSON S.A., Naintré (Vienne)
On notera que, selon M. MOG^, l'acier ordinaire convient pour les eaux
dont l'index de RYZNAR (voir 5 24. Annxe D) est inférieur à 8, ce qui est assez
souvent le cas sur des forages où pourtant les foreurs proposent de placer de
l'inox.
Enfin dans ses conseils pratiques, l'auteur souligne à juste titre qu'il
faut éviter de raccorder dans un même forage 2 métaux différents entre lesquels
apparaîtra une pile galvanique, et donc prendre la précaution de les isoler sur une
longueur égale au minimum à 3 fois le diamètre du tube. On comprend moins bien le
deuxième conseil sur la rapidité de corrosion de l'acier doux dans une bonne
electrolyte, qui serait "plus rapide que celle de 2 métaux différents". Il faudrait
certainement ajouter que ce 2ème conseil est vrai dans la mesure où la crépine
en métal résistant tiendra mieux que celle en acier doux, et que la corrosion
sera réduite dans la mesure où l'on assurera sa bonne isolation du tubage en acier
doux.
2.4 - Annexe û : L'index de RYZNAR
W.L. LANGELIER a défini le pH de saturation de l'eau = pHs et l'indice
de saturation qui en découle : IS = pH mesuré - pHs. RYZNAR constate le manque de
représentativité de IS en prenant l'exemple suivant : eau N° 1 : pH = 6,5 et
pHs = 6, donc IS = 0,5-,3au l\l°2 = pH = 10,5 et pHs = 10 donc IS = 0,5 également.
- 8 -
Pour mieux caractériser ces deux eaux très différentes RYZNAR invente
un index de stabilité, appelé généralement aujourd'hui index de RYZNAR = IR,
avec IR = 2 pHs - pH mesuré. Sur les 2 eaux sus-indiqués : IR = 5,5 pour la
première et IR = 9,5 pour la seconde. Une eau sera neutre (ni agressive, ni
corrosive) si IR = 6,65.Au-dessus de 6,65 elle sera de plus en plus corrosive
et au-dessous de plus en plus incrustante.
Pour vérifier si son index avait une valeur
provoqué expérimentalement le dépôt de Co3Ca avec une
bles et IR identiques ; les résultats reportés sur un
effectivement un bon regroupement des poids de Co3Ca,
décroît.
quantitative, RYZNAR a
série d'eaux à IR variadiagramme montrent
qui croissent lorsque IR
Pour les quelques eaux dont IR est proche, ou supérieur à 7, le dépôt
est évidemment faible ou nul mais RYZNAR n'a pas fait d'expériences sur les eaux
corrosives. Il poursuit seulement sa courbe en calculant IR sur des eaux connues
par les problèmes de corrosion qu'elles occasionnent à l'exploitation. LANGELIER
fait remarquer à RYZNAR que son index n'est qu'une présentation différente de ses
propres découvertes et lui suggère de faire des .Mesures de corrosivité pour prouver
la représentativité de IR dans les valeurs élevées. RYZNAR répond que ses
résultats sont bons, puisqu'ils confirment les observations des exploitants et
déclare que ses expériences sur la corrosion font l'objet d'une recherche séparée.
On ne connaît malheureusement pas les conclusions de cette deuxième recherche
expérimentale, mais il est admis aujourd'hui que l'index de RVZNAR permet de
prévoir assez correctement le comportement d'une eau : M. GUIGUES, ingénieur
conseil, l'a rappelé le 17 janvier 1975 à l'occasion d'une journée d'étude de
l'eau organisée par le C.I.D.B. et la Chambre des ingénieurs conseils de
France (cf. réf. bib. n° 2 ) .
2.5 - Annexe E : La protection cathodique
En 1956 les auteurs rappellent que depuis plus de 20 ans la protection
cathodique appliquée aux canalisations enterrées s'est révélée rentable, et que le
Service Hydraulique de l'Algérie a été le premier à extrapoler la méthode à la
protection d'ouvrages en béton (conduite du HAMIZ en 1941) puis aux tubages
métalliques des forages en grand diamètre.
Les courants électriques dans le sous-sol ont diverses origines ; ils
pénètrent dans le fer par les plages cathodiques, circulent dans l'eau conductrice
et ressortent par les plages anodiques qui cèdent du métal. Il est possible de
supprimer la corrosion en réalisant un revêtement isolant protecteur ou de la
reporter sur des métaux très corrodables (élevés dans l'échelle de Nernst), c'est
la protectior galvanique, ou encore de renverser artificiellement les courants en
envoyant des courants opposés par une génératrice continue, c'est la protection
cathodique proprement dite.
- 9 -
Le renversement des courants de corrosion se fait en branchant le
pôle "moins" de la source de courant continu sur le tubage à protéger tandis que
le pôle "plus" est raccordé à une prise de terre, qui joue le rôle d'anode ;
celle-ci peut être en fer consommable ou graphité inattaquable.
La mise en oeuvre de la protection cathodique est assez compliquée : pour
faire parvenir l'intensité de courant voulue à toutes les parties de l'ouvrage
il faut relier chacune des colonnes de tubes et crépines par des câbles séparés
à la génératrice, ce qui implique certaines sujétions pour les colonnes qui ne
remontent pas jusqu'au niveau du sol, et l'anode enterrée nécessite une installation
relativement importante, après détermination de ses meilleures caractéristiques
et position par calcul ou simulation.
Dans l'exemple donné d'un ouvrage en grand diamètre d'une centaine de
mètres de profondeur, la consommation de courant est voisine de 1,5 kwh en
permanence.
Les crépines a travers lesquelles passe l'eau (l'électrolyte) sont
protégées sur leurs 2 faces, mais les tubages étanches ne sont protégés qu'à
1'extérieur.
En définitive cette note montre, qu'avant d'entreprendre la protection
cathodique d'un forage, il convient de consulter un ingénieur spécialisé pour
programmer l'opération, en déterminer l'efficacité prévisionnelle et les coûts
d'investissement et fonctionnement afin de savoir si elle se justifie.
- 10 -
3 - PRECAUTIONS A PRENDRE A LA CONCEPTION ET LORS DE L'EXECUTION DES FORAGES
Les annexes A et C donnent de bonnes informations pour déterminer les
risques de corrosion-incrustation et les moyens pour maîtriser ou limiter ces
phénomènes. Un certain nombre de renseignements pratiques sur les dispositions à
prévoir peuvent être apportés en complément.
3.1 - Détermination des risques
Pour évaluer la tendance d'une eau à l'attaque ou à l'incrustation du
métal, les annexes A et C préconisent de calculer son index de RYZNAR ; l'annexe A
évoque en outre brièvement la mesure au corrosimètre.
3.1.1 - Index de RYZNAR
Nous avons vu la simplicité du calcul de l'Index de RYZNAR : IR. Il
suffit de connaître le pH et la température de l'eau, mesurés sur le terrain, le
résidu sec, la teneur en calcium et le T.A.C. (carbonates plus bicarbonates] pour
calculer le pHs de LANGELIER au moyen de l'annexe B4. Le calcium et le T.A.C.
peuvent être déterminés assez correctement sur le terrain avec des trousses
portatives, et l'on peut trouver le résidu sec CR.S.) approchéd) en connaissant
la résistivité pCen ohm/cm à 20°CJ pu la conductivité C(à 20°C en micrcmho)
rappelons que C x p = 10 b , ou C = 10 6 , ou P = 10 6 . A partir de P ou C à 20°C
le résidu sec, exprimé en mg/1,
p
C
sera proche de :
p ^ 100 ohms/cm ; ou 0,85 x C pour C >, 10 000 micromhos
850 000/p pour
- 830 < C < 10 000 micromhos
100< p < 1200 - j ou 0,759 x C
759 000/p
- 330 < C < 830
1200< p < 3000 - ; ou 0,716 x C
716 000/p
- 170 < C < 330
3000< p < 6000 - ; ou 0,77 x
770 000/p
- 50 < C < 170
6000< p < 20000 - ; ou 0,,948 x
948 000/p
p > 20000
; ou 1,,365 x
- C < 50
1 365 000/p
Connaissant le pHs on calcule IFi
_
2
c
c
c
pHs - pH
mesuré m
i-i
D'après la figure 5 de l'annexe D,
eau sera stable, ni corrosive ni incrustante , si 6,6 < IR < 6,7
1'eau sera légèrement incrustante si 6,4 < IR < 6,6
"
"
"
"
"
"
"
"
moyennement
"
fortement
légèrement corrosive
moyennement
"
fortement
"
11
11
4
< IR
< 6,4
IR < 4
6,6 •< IR < 6,9
6,9 < IR < 8,7
" IR > 8.7
Nous savons que pHs, donc IR, varient en raison inverse de la température
à composition chimique supposée constante une mime eau sera plus corrosive à basse
température et plus incrustante à haute température. L'hydrogéologue peut s'en
souvenir pour informer le maître d'ouvrage mais, son premier souci est de savoir
comment se comportera l'eau souterraine dans le puits où la température variera peu
selon les saisons, sauf cas spéciaux, par exemple appel rapide de l'eau d'une
rivière dont les températures d'été et d'hiver seront assez différentes.
3.1.2 - Mesures au corrosimètre
N'ayant pas eu l'occasion d'utiliser un corrosimètre, nous rapportons les
indications données par d'autres praticiens.
(1) Formule de DOROSCHEWSKI (ROD1ER J. - L'analyse chimique et physico-chimique de
l'eau - Dunod - Paris).
- 11 -
Dans une étude saharienne (cf.réf.bib.n° 5) F.E. CLARKE
a travaillé
avec un corrosimètre Magna 1170 qu'il décrit ainsi : Ccf. photographie ci-après )
"L'emploi de cet instrument consiste à plonger dans l'eau la sonde à double
électrodes de métal et à envoyer un voltage prédéterminé à travers les électrodes.
Le flux de courant résultant est proportionnel à la corrosivité de l'eau. Le sens
du courant est renversé périodiquement pour éviter les erreurs de polarisation et
les inévitables différences dans la paire d'électrodes. Le taux de corrosion est
estimé en prenant la moyenne des lectures et en comparant la valeur avec des
courbes types basées sur la résistivité spécifique égale à celle de l'eau
étudiée. Cette mesure est affectée par des différences de géométrie entre les
électrodes et les parties du puits étudiées. Cet effet peut être significatif
selon le mécanisme de corrosion. Cependant le corrosimètre est un appareil de
terrain excellent et rapide pour estimer le taux de corrosion des éléments du
puits, particulièrement pour comparer la corrosivité des eaux de plusieurs
puits vis-à-vis d'un acier particulier, ou la résistance à la corrosion d'une
série de métaux vis-à-vis d'une eau donnée.
On a fait des mesures de corrosion sur les puits profonds (4 puits
de 1 126 à 1 774 mètres) et sur des forages courts (5 forages de 69 à 185 m] par
"piquage" sur le tuyau de sortie pour brancher le raccord fileté de la sonde.
Dans plusieurs forages courts il a fallu dévisser la tête de tubage et tenir la
sonde dans le jet d'eau débordante. Dans tous les cas on a poursuivi l'essai
jusqu'à stabilisation des lectures, ce qui a demandé entre 1/2 heure et deux
heures". . .
Les valeurs obtenues sont regroupées dans le tableau ci-après auquel
nous avons ajouté le pHs et l'index de RYZNAR calculés d'après les résultats
d'analyses données dans la note de F.E. CLARKE . On constate que le taux de
corrosion est exprimé en épaisseur de métal "mangé" annuellement par la corrosion,
soit 2,11 mm/an pour l'eau du dernier forage ICM 3 où le taux de corrosion est
qualifié "d'extrême". Dans 6 puits sur 9 on observe une assez bonne relation
entre la teneur en C 0 2 libre et le taux de corrosion donné au corrosimètre,
soit approximativement 0,4 mm/an pour 10 mg/1 de C 0 2 . Pour le dernier puits ICM 3
ce taux serait majora d'environ 20 % et la relation n'est pas du tout vérifiée
pour les forages Ouargla 1 et Menchia 1;il est vrai que sur ces forages
profonds, fortement en charge, la valeur de C 0 2 mesurée en surface après détente,
est très différente de ce qu'elle est dans le forage où la corrosivité nous
intéresse.
Quelle est la représentativité de ces mesures alors que les index
de RYZNAR montrent que seules les eaux des 3 forages d'Ain Toula,Rahmat 2
et ICM 3 sont légèrement corrosives alors que les 5 autres sont légèrement
à moyennement incrustantes ?
Il semble que les qualificatifs "sévère" et "extrême" soient
assez exagérés et en réalité les phénomènes de corrosion observés dépendent
très peu des caractéristiques chimiques de l'eau.
Par ailleurs, la remarque de F.E. CLARKE sur les différences
enregistrées selon les parties du puits laisse à penser que la masse métallique
des tubages de sortie de l'eau peut influencer les mesures de courant. Ces
mesures seraient peut-être meilleures si la sonde était branchée en dérivation
sur 1 tuyau en PVC de 4 à 5 m de long raccordé directement au piquage sur
la conduite.
F.E. CLARKE observe d'ailleurs des dépôts, qu'il appelle "dépôts
de corrosion", mais surtout il attribue les piqQres ou tubercules de corrosion
à deux causes principales, les chlorures et les bactéries sulfato-réductrices.
Du point de vue chimique, l'équilibre carbonique et la minéralisation
totale ne sont pas spécialement défavorables ¡ les dépôts poreux dus aux
M
I
MODEL 1170
MAGNA
CORRATER
®
RESULTATS DE MESURES DE CORROSION-INCRUSTATION SUR DES PUITS SAHARIENS (PAR F.E. CLARKE 1970)
Désignation
n° classement
Ouargla 1
447 J1O
Profondeur
(m)
1 350
A. Toula
D4 F. 77
65
Ouargla 3
511 J 10
1 126
Conductivité R. sec Ca++
CO3H
(micromho)
fJ)
en mg/l
(résistivité)
ohm/cm
49
7,25
3 010
(332.2)
1 990
186
18L
12,3
564
+22
0,006(mJ
(0,15)
6,54
5.83
24
7.2
3 710
(296.5)
2 560
228
132
9.2
708
+357
0.012(m)
(0.305)
7.06
6.92
49
7.3
2 630
C380)
1 740
167
188
11.6
446
+22
0.016(m;
(0,41)
6.60
5,90
0.024 -
6,63
6,21
6.71
6.32
6,35
5,50
7.25
6.95
6.31
5.47
0.083(5) 6,78
(211)^
6,81
0,2
25
169
0.1
26
7.05
6 400
(156)
4 920
532
130
13.8 1 250
+ +412
A. Tarfaia
D25 F 12
120
0,11
26
7.1
5 610
Í178)
4 100
136
136
8,9 1 080
+402
S. Slimane
1 774
1 571:i
2 800
((357)
1 980
Menchia 1
9346/5
ICM 3
9251/5
185
1 458
150
1R
25
°C
A. Meroua.
D29 F73
Rahmat 2
5692/5
Taux de
pHs
corrosion
(pouce/an)
(mm/an)
(2)
Température
CO2
Cl
Potentiel
d'électrode
Eh
(millivolt)
Pression
en tête
kg/cm2
27
57
7.2
(0,46)
221
190
14,9
474
-108
(0.63)
1,56
23
7.55
2 310
(433)
1 570
146
140
432
+442
7,4
50
7.15
7 030
(142)
4 700
458
125
6.2 1 680
-133
4 250
(235)
3 100
2.06
(1 JCO3H est toujours nul (pH < 8,3)
( ") profondes initiale et finale ;
;
24,5
6,75
0,012(m)
(0.30)
(1.09)
355
156
38.2
696
+452
(2) taux de corrosion ; m = modéré ; s = sévère ; m/s = modéré à sévère ; e = extrême.
- 14 chlorures permettent la corrosion sous-jacente essentiellement par les bactéries.
L'analyse d'une incrustation indique d'ailleurs une forte proportion de
sulfure 12,6 % et de soufre = 7,2 % avec des traces de cuivre, nickel et
manganèse (provenant de la crépine en inox ?) qui témoignent de l'action des
bactéries sulfato-réductrices. L'auteur rappelle que les bactéries sont généralement introduites en profondeur par les outils, fluides et matériel d'équipement du forage mais qu'elles peuvent exister dans les terrains, sous forme de
kystes, quelques soient la profondeur et l'âge de ceux-ci.
En définitive les résultats obtenus par F.E. CLARKE avec le
corrosimètre ne sont pas suffisamment convainquants de même que le rôle
qu'il attribue aux chlorures, qui arrivent en cinquième position par ordre
d'importance décroissante sur le forage ICH 3.
Il serait intéressant de savoir si les bureaux d'études spécialisés
utilisent ce type d'appareil et si les valeurs mesurées sont conformes au degré
de corrosion observé. En attendant il paraît préférable de calculer l'index de
RYZNAR pour avoir une approche correcte du risque de corrosion-incrustation.
3.1.3 - Conditions de choix des analyses
On pourra utiliser les données d'analyses disponibles sur les ouvrages
captant déjà l'aquifère dans lequel on va forer, et à défaut d'analyses
disponibles, on fera sur le terrain les déterminations nécessaires.
En cas de recherche dans un nouvel aquifère 1'hydrogéologue proposera
un forage de reconnaissance pour faire ce test en plus de ceux dont il a besoin
par ailleurs : nature et épaisseur des terrains, caractéristiques hydrauliques,
piézométriques, qualité physico-chimique de l'eau, etc..
Si le forage de reconnaissance est refusé, il fera éventuellement des
prélèvements d'eau à l'occasion des essais de nappe sur le puits définitif, bien
que cette formule soit souvent mauvaise :
- elle perturbe le déroulement normal des opérations et présente éventuellement certains risques,
- elle donne des résultats partiellement significatifs,
- surtout il est difficile pour l'entreprise d'obtenir dans les délais
voulus le matériel demandé d'après les résultats de ces tests.
Comme 1'hydrogéologue doit normalement Cou obligatoirement] prévoir dans
le détail toutes les opérations et toutes les. caractéristiques du matériel à
approvisionner en rédigeant les spécifications techniques, cette troisième
éventualité est rarement applicable. Il ne lui restera alors qu'à prendre une
bonne marge de sécurité en demandant des matériaux très résistants et un équipement très complet qui pourront s'avérer ensuite luxueux et peut-être inadaptés.
3.2 - Contrôle de l'incrustation
Les incrustations peuvent se déposer sur les crépines et tubages quel
que soit le matériau avec lequel ils sont fabriqués. En pratique, le dépôt le plus
commun et le plus facile à supprimer est le carbonate de calcium provenant de
l'eau qui cimente éventuellement des grains de sable véhiculés par celle-ci. Le
dépôt est plus complexe et plus dur à dissocier lorsque s'y intercalent des lits
d'oxydes ou hydroxydes de fer j or le fer provient dans la très grande majorité des
cas des tubages, crépines, pompe et colonne d'exhaure. Sur les puits de profondeur
faible à moyenne on peut envisager l'emploi de tubage en matière plastique ou fibres
de verre. Voici à titre indicatif un tableau donnant des caractéristiques de
tubes en polychlorure de vinyle.
- 15 -
CARACTERISTIQUES DE TUBES P.V.C.
(Extrait du catalogue SOCAZAF. MAM. Seil h 31700 Blagnac)
PRESSIONS MAXIMALES EN SERVICE - PMS
SERIE 1
diamètre
extérieur
nominal
branchement
SERIE 2
SERIE 3
adduction
et irrigation
gravitaires
refoulement et
distribution
refoulement
eaux usées
DE
20
25
25
32
32
40
40
50
50
63
63
75
90
90
110
110
125
125
140
160
200
200
225
250
250
315
bar
bar
refoulement
d'eau potable
refoulement
d'irrigation
bar
16
'•0
13
10
16
10
16
10
16
10
16
16
10
16
10
16
10
16
10
10
6
10
16
16
6
6
10
6
10
6
10
6
10
6
6
3
6
10
10
3
3
diamètres
intérieur
et
extérieur
masse
métrique
ükiu
14,Bx 20
21,Ox 25
18,6x 25
26,8x 32
24,Ox 32
33,6x 40
30,Ox 40
42.Ox 50
38,2x 50
53,Ox 63
47,6x 63
63,2x 75
80,6x 90
75,8x 90
98,8x110
92,4x110
112,4x125
105,0x125
125,8x140
143,2x160
187,0x200
179,0x200
201,8x225
224,2x250
233.2x250
291,2x315
kg/m
0,199
0,203
0,307
0,336
0,493
0,520
0.770
0,810
1,150
1,280
1,880
1,800
1,770
2,590
2,580
3,920
3,290
5,050
4,150
5.610
5,540
8,760
10.880
13,460
8,930
15,490
Dans un forage bien calibré et rectiligne les tubes de la série 2
pourraient convenir dans beaucoup de cas si les racr.ords .3ont soignée (des
ranchons vissables pourraient être mis au point ? ] .
En ce qui concerne la pompe et la colonne d'exhaLre, elles sont plus
faciles à protéger que les tubages par des peintures résistantes.
Quelle que soit la completion, les dispositions proposées dans le
manuel "Water Well Technology" sont assez faciles à appliquer qu'il s'agisse du
bon développement, de l'exploitation continue à débit réduit, avec niveau dynamique relativement bien stabilisé, et de la suppression des entrées d'air par
fermeture étanche de la tête de puits.
- 16 II va de soi qu'à la conception de l'ouvrage et au moment du choix
de la pompe on évitera au maximum les occasions d'un dénoyags partiel des crépines,
ce qui constitue un risque élevé d'incrustation de cette tranche aérée. En nappe
libre, dans des calcaires particulièrement, il arrive toutefois que la partie
supérieure soit la seule zone fissurée et que la productivité du puits diminue
fortement si on la masque par un tubage ; or c'est précisément le cas où la crépine
est très souvent inutile, la pompe pouvant être descendue sans risque dans des
calcaires cohérents, alises dans un diamètre assez large, après développement et
traitement énergiques. Si l'on a un doute sur la tenue des calcaires aquifères,
qui sont dans ce cas généralement peu profonds, il peut être envisagé de placer
des crépines prolongées vers le haut par une colonne pleine jusqu'au sol j on
pourra retirer facilement celle-ci et remplacer les éléments de crépines incrustés
ou dissoudre les incrustations sans traiter tout le forage.
Dans beaucoup de cas il sera impossible ou sans intérêt de toucher à la
completion du puits et donc préférable de traiter celui-ci à l'acide chlorhydrique
ou sulfamique après retrait de la pompe. Ce type de traitement devient très
rentable si les crépines et les terrains périphériques s'entartrent progressivement,
ce qui se vérifie par la baisse de productivité du puits par rapport à celle
d'origine, sans baisse corrélative locale du niveau piézométrique du repos. Il y
a quelques précautions à rappeler pour les ouvrages sur lesquels on prévoit que
des traitements périodiques s'imposeront :
- la colonne de protection jusqu'à l'aquifère sera bien cimentée de
manière à permettre l'injection sous pression de la solution acide,
- la solution acide additionnée d'un inhibiteur sera injectée à pression
et débits suffisants pour être efficace et l'entreprise aura le matériel
voulu pour nettoyer énergiquement les produits de dissolution et évacuer'
l'eau polluée par les produits de traitement,
- la station de pompage sera conçue pour faciliter cette opération : accès
facile des camions jusqu'aux forages qui resteront hors du bâtiment de
la station ; on prévoiera toutes facilités pour le retrait des pompes
d'exploitation, l'évacuation de l'eau polluée, etc..
3.3 - Contrôle de la corrosion
3.3.1 - Corrosion électro-chimique
En milieu corrosif, les structures du puits resteront théoriquement intactes si elles sont constituées de matériaux suffisamment résistants et
correctement installés, c'est-à-dire bien isolés les uns des autres et vis-à-vis
des terrains encaissants.
Les tubes et crépines en matière plastique ou en fibres de verre
sont les plus résistants à la corrosion et on les utilisera de préférence dans les
conditions les plus sévères et dans les cas spéciaux : pompage d'eau de mer,
sondages en terrains salifères humides, réinjection d'eaux acides etc..
Par comparaison aux métaux on leur fait généralement les reproches
suivants :
- caractéristiques mécaniques nettement plus faibles., qu'il s'agisse de
la résistance à la traction, à l'écrasement ou à l'éclatement, au
frottement (risques de déchirure],
- 17 -
- faiblesse des raccords, qui sont les points de fragilité de toutes les
colonnes de tubages, quelque soit le matériau,
- polymérisation modifiant la résistance des plastiques après un certain
temps(1]. Cette dernière remarque, de même que les risques de déchirures,
jouent également sur les revêtements isolants en couches minces des
tubages métalliques,
- difficultés de réalisation de crépines en plastique ou fibres de verre
comportant des fentes suffisamment minces avec un bon pourcentage
d'ouverture totale.
Il est toutefois possible d'utiliser le plastique et les fibres de
verre dans le captage des eaux très corrosives si les forages ont une profondeur
faible à moyenne (inférieure à 200 m ? ) , en prenant des précautions qui s'imposent :
- rectification et bon alignement des parois du forage alésé dans un
diamètre assez grand pour limiter au maximum les frottements à la pose,
- renforcement des raccords,
- précautions à la mise en place et au retrait des émulseurs, des pompes
et des colonnes d'exhaure au développement et à l'exploitation,
- utilisation possible de crépines en plastique comportant des ouvertures
de plusieurs millimètres dans les terrains à granulométrie grossière
ou dans les terrains consolidés où la crépine sert uniquement à éviter
l'entrée possible de gravillons ou petits cailloux en provenance des
fissures.
Les tubes et crépines métalliques restent les plus utilisés en raison
de leurs bonnes caractéristiques mécaniques et du choix très large de la production.
Les tubages en acier doux répondant aux normes A.P.I, donnent le maximum de sécurité - dans la mesure où ils sont neufs ou en très bon état, spécialement les filetages et manchons - en raison de la qualité des diverses
nuances d'acier, de leur épaisseur toujours assez grande, des divers types de
filetages et manchons (voir toutes ces caractéristiques dans le Formulaire du
foreur - Edition Technip 1974] ; ils sont de plus, généralement faciles à trouver
par suite de l'importance de la fabrication pour l'industrie du pétrole.
Voici les principales caractéristiques mécaniques des aciers de ces
tubages données par la planche Ci du formulaire du foreur, pour les casing
(diamètres extérieurs compris entre 4"1/2 et 20"(114,3 mm/508 mm], et les tubing
(diamètres de 1,05" = 26,7 mm à 4"1/2 = 114,3 mm.
On notera la remarque "spécial corrosion" pour la nuance C 75.
(1) Dans un article récent J. BORZACCHINI (Réf. bib. n° 3) constate, après essais
mécaniques sur des échantillons de conduites en PVC en usage depuis 11 à 19 ans
"que les pertes de performances (par rapport à celles d'origine) sont inférieures
à celles que l'on aurait pu attendre..."
NUANCES ET CARACTERISTIQUES MECANIQUES DES ACIERS
TUBES CASING ET TUBING
(D'après API Stds 5A, 5AC, 5AX - 1973)
extrait du Formulaire du Foreur, Ed. Technip» 1974
NUANCES
CARACTERISTIQUES
Unités
Marquage bande de
couleur (5)
Limite élastique
minimale
hbar
psi
Limite élastique
maximale
hbar
Charge de rupture
minimale
hbar
H40
J55
K55(2)
C75(l)
1 noire
1 verte
2 verte
1 bleue
hbar
Limite élastique
moyenne
psi
Allongement (%)(API)
1 rouge
C95(l)(2) 095(l)(4)
1 brune
37,9
37.9
51,7
55,1
65,5
65,5
40 000
55 000
55 000
75 000
BO 000
95 000
95 000
55,1
55,1
62,0
75,8
75,8
86,1
110 000
110 000
125 000
68.9
72,4
75,8
100 000
105 000
110 000
69,0
72,4
100 000
105 000
80 000
80 000
90 000
41.3
51.7
65,5
65,5
60 000
75 000
95 000
95 000
34.4
44.8
51.7
58,6
62,0
50 000
65 000
75 000
85 000
90 000
29,5
24
19.5
19.5
18.5
P1O5(3)
PllO
0125(4)
V150(4)
86,1
103.4
1 blanche 1 blanche
27,5
psi
psi
N80
17
18
72,4
75,8
105 000
110 000
93.0
96,5
135 000
140 000
82,7
120 000
82,7
120 000
16
86,1
125 000
86,1
125 000
15
125 000
150 000
106,8
155 000
93,0
110.3
135 000
160 000
93,0
135 000
110,3
160 000
13
11
X65«
X70
(1) Spécial corrosion (2) Pour casing seul (3) Pour tubing seul (4) Nuances non standardisées par l'API
(5) Les manchons spéciaux (diamètre plus faible) doivent comporter une ligne noire au centre de la bande de couleur.
TUBES LINE-PIPE
(d'après API Stds 5L et 5LX - 1973)
'
Caractéristiques
Nuances d'acier
•
Limite élastique minimale
Résistance à la traction minimale
Allongement sur section de tube (%)
A
B
X42
X46
X52s:
X56!!
hbar
20,7
24.1
28.9
31,9
35.9
38.5
41,4
44.8
48,3
psi
30 000
35 000
42 000
46 000
52 000
56 000
60 000
65 000
70 000
hbar
.
psi
33.1
41.4
41.4
43.5
45.5
49,0
51,7
53.1
56.5
48 000
60 000
60 000
63 000
66 000
71 000
75 000
77 000
82 000
35/21
30/18
23/13
22/10
25/17.5
X60«
Pour les tubes de nuance X52, X56, X60 et X6S de dimensions 20" (50&.0 mm) et au-dessus dans les épaisseurs 9,52 mm (0,375") et
au-dessous la résistance à la traction minimale est respectivement de 49,6 hbars (72 000 psi), 51,7 hbars (75 000 psi), 53,8 hbars
(78 000 psi) et 55,1 hbars (80 000 psi).
- 19 -
Nous donnons en annexe les caractéristiques de tubes Vallourec
à souder qui sont également utilisés dans les forages d'eau de profondeur faible
à moyenne.
Il existe également des tubes en acier inoxydable dont voici les
prix en octobre 1975 pour du matériel livré en Libye, toutes taxes comprises,
par la société EFIMEX SA, 8 place des Eaux Vives - Ch. 1207 Genève tél. 36.66.10 ; les prix sont donnés en dollars U.S. par m.
PRIX INDICATIF A TITRE D'INFORMATION
Diamètre
extérieur
effectif
Tube en acier inox 304
avec raccords filetés API
Epaisseur (mm)
41/2"
Prix $/m.
Tube sans soudure API
8 Rd St et C - grade H 40
Epaisseur (mm)
Prix $/m.
sur demande
5,21
21
6 5/8"
4,0
129 b
7,32
41
8 5/8"
5,0
145 c
7,72
59
c
c
c
166 b
9 5/B"
5,0
207 b
7,92
63
13 5/8"
5,0
273 b
8,38
101
sur demande
11,05
243
18 5/8
en longueurs de : a = 5 à 6 m ;
b = 8 m ;
c
c
a
c = 10 m.
D'après un dépliant des crépines JOHNSON l'acier inox 304 a une
résistance à la traction de 63 Kg/mm2, donc très proche de celle du grade
C 75 = 65,5 hbars.et environ 3/2 de celle du H 40 = 41,3 hbars ; malgré les
réductions d'épaisseur des tubes en inox du tableau ci-dessus, la résistance
à la traction reste donc du même ordre que celle des tubes API H 40 et les
rapports de prix en acier H 40 et inox sont voisins de 1 à 3.
Quelque soit le métal des tubages, et surtout si l'on prend l'acier
normal, on aura intérêt à prévoir une bonne cimentation sous press:nn à
1'extrados
pour éviter la corrosion externe c à d, aléser un grand diamètre
pour que la gaine de ciment ait partout une bonne épaisseur [3" au moins si
possible) ; le trou sera bien rectifié à la foration faite avec des massestiges de grand diamètre sur une assez grande hauteur (ce qui suppose une
machine assez puissante) et les tubages seront équipés d'un nombre suffisant
de centreurs pour éviter les contacts tube-terrain sans ciment.
Il sera utile de prévoir une peinture résistante et non toxique
appliquée sur le chantier (ou retouchée si elle a été faite en usine), sur
la partie externe du tubage ; on appliquera la même peinture à l'intérieur de
ceux-ci, tout au moins sur les éléments situés dans la tranche de variation
du niveau de l'eau entre périodes de pompage et d'arrêt, et sur 10 mètres au
moins au-dessus du niveau de l'eau au repos où la corrosion s'exerce préférentiellement pendant les longues périodes d'arrêt.
- 20 -
Enfin si les terrains encaissants sont particulièrement corrosifs
parce qu'ils contiennent des horizons à évaporite avec présence d'eau, ou
des eaux jaunâtres ou salées, on pourra assurer la protection galvanique externe
par raccordement à des électrodes sacrifiées ou consulter un spécialiste de
la protection cathodique.
Les crépines métalliques sont les plus nombreuses sur le marché par
les diamètres, les épaisseurs, les types et dimensions d'ouvertures, de
raccords, etc..
Les métaux les plus courants sont l'acier ordinaire, qui peut être
laissé sous cette forme ou galvanisé (à déconseiller pour les eaux corrosives)
enduit de peinture ou revêtu de plastique, l'acier semi-inox et les aciers
inoxydables. Des métaux moins répandus sont signalés page 7 et certains
fabricants peuvent les fournir sur demande.
Les annexe A et C donnent des conseils sur le choix du métal en
fonction de la corrosivité de l'eau et l'on pourrait suivre les conseils pratiques
de J.H. MOGG et être même plus prudent en réservant l'acier semi-inox pour
7 < IR < 8,puis les aciers inox et alliages spéciaux pour les valeurs plus
élevées de IR ; malgré les imperfections des revêtements du type RILSAN ou
similaires 1'hydrogéologue pourra proposer ces matériaux
très résistants
à la corrosion si les conditions de transport de mise en place, de développement
et de pompage lui permettent de penser que les crépines resteront intactes
jusqu'à la mise en exploitation.
L'adoption de l'acier ordinaire, si la faible corrosivité le permet,
supprime le problème des courants de corrosion entre 2 métaux dissemblables
auquel il faudra penser si l'on prend des crépines en semi-inox ou inox.
Certains déclarent que dans ce deuxième cas le problème est mineur puisque la
corrosion se fait sur le tubage moins résistant mais très capable de supporter
quelques lésions en raison de son épaisseur.
Ce point de vue est contestable car les produits de corrosion qui se
traduisent par des hydroxydes ferriques "rougissent" l'eau et les dépôts peuvent
favoriser l'action néfaste des bactéries de fer. Il est en réalité possible
d'isoler électriquement la partie télescopée du tube porte crépine jusqu'à
quelques décimètres au-dessus de sa partie supérieure(3 fois son diamètre),si
la colonne crépinée reste relativement légère; à grande profondeur ou en captant
une tranche assez longue (150 à 200 m) on devra prendre des crépines
renforcées, donc la colonne sera assez lourde, et techniquement il sera plus
satisfaisant de la suspendre par un dispositif du type "liner hanger" accroché
à l'intérieur du tubage, compliquant ainsi l'isolation.
La différence de prix entre acier ordinaire et autres matériaux est
souvent un élément déterminant du choix, parfois injustifié à court ou moyen
terme. A titre d'information voici une estimation donnée dans. Water Well
Technology (d'après R.J. MOSS 1964).
- 21 -
DESIGNATION DU METAL
du
matériau
RAPPORT DU COUT
du
de la
tubage crépine
de la
pose
Acier ordinaire étiré ASTM A. 7
1
1
1
1
Acier au cuivre étiré
1
1
1
1
Kai-well (renforcé, cuivré, pour tubage
double
1,2
1,3
1.2
1.1
Acier étiré renforcé ASTM A-242
1.4
1,3
1.2
1,1
Supro-nickel [10 % de nickel)
15,6
15,5
15,3
6,9à9,3
Bronze siliceux
15
14,9
14,7
6,6à8,9
Acier inox 304
6,8
6,6
B.4
1,5à2
Acier inox 316
9,7
9.5
9,3
2,2à3
Transite
-
1,3
2,5
1,4à1,9
Voici des prix hors taxes fournis par une entreprise du midi de la France,
dans un devis du 28 décembre 1971, pour un forage d'une trentaine de mètres.
FOURNITURE ET POSE
TUBE PLEIN &> ] 50mm CREPINE <J> 150mm
prix au ml. en FF. prix au ml. en FF.
Acier inox 304 [JOHNSON)
700
9G0
316 [JOHNSON]
820
970
Acier galvanisé (JOHNSON
IRRIGATOR)
330
500
PVC (SBF-KR)
230
280
Acier revêtu (HAGUSTA)
320
520
Acier ordinaire
1Q0
140
- 22 -
En appelant (/^l'entreprise ci-dessus, voici,avec les dates^des devis
d'autres prix hors taxes du ml. de tubes et crépines fournis et mis en place
par six entreprises A, B, C, D, E, F.
- colonne acier galvanisé 592 x 600 mm:Fle
18-12-74 «tube plein 470 F
< "' crépine 630 F
- tube acier ordinaire
avril 1973 : B = 275 ; C = 250
a) 465 x 475 mm : j
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
340
312
261
232
207
159
132
x 356 mm
x 320 mm
x 273 mm
x 244,5 mm
x 219 mm
x 168 mm
x 14C mm
21-8-1974 : B = 375
janvier 1973 : A = 312
avril 73 : C = 130
1-73, A = 188 ; E = 170
: 4-73, B = 130 ; C = 140
2-73, E = 130
E = 75
E = 55
- tube acier galvanisé 313 x 321 mm : 1-73, A ->
-
tube API 1 3 " 3 / 8 ,
tube
^ ? 7 2B°
crépine = 3 1n
0
épaisseur 8,38 mm : 4-73 : B = 260 ; C = 260 ; D = 310
4-74 : B = 410
- tube 8" acier ordinaire : 4-73, B = 120 (épaisseur 4 mm) idem en
inox = 440
- , D = 110 ("
- 5,4 mm)
- idem crépine
- , B = 190 ; C = 170 (en 5,4 mm)
- tube en acier semi-inox, tube plein 180 mm, 4-73, C = 200
" crépine "
" •' = 260
- tube en acier inox
" plein
"
" = 350
" crépine "
"
" = 425
- crépine à persiennes en acier inox, 8", (épaisseur 4 mm), 4-73, B = 490
- crépine à fil enroulé JOHNSON inox, 8", 4-73, D = 1180
6",
- D = 950
- tube PVC, épaisseur 3 mm, <(> i= 200 mm, t. plein : 2-73 : A = 170
t. crépine :
A = 260 ; E = 230
150 mm, tube plein : - A = 105
tube plein : - A = 170 ¡ E = 190
Les prix des métaux et alliages, des matériaux usinés, de la main
d'oeuvre ne varient pas parallèlement dans le temps ; par ailleurs les conditions
d'installation des crépines, l'incidence du coût des accessoires exigés peuvent
être assez différents ; c'est pourquoi il est difficile d'établir un barème de
prix en ml. des différentes crépines mises en place, qui soit à la fois
représentatif et valable longtemps.
Dans le devis du 28.12.1971 de l'entreprise A les prix présentés
dépendent davantage du type de crépine proposé que du matériau utilisé ; l'incidence pratique du coût de l'acier inox par rapport à l'acier ordinaire est
donnée par l'entreprise B qui propose en avril 73 une crépine 8" en acier
ordinaire d'épaisseur 4 mm à 190 francs le ml ou une crépine de mêmes diamètre
et épaisseur en inox à 490 francs le ml, toutes deux étant crépinées mécaniquement
par l'entrepreneur ¡ le crépinage est d'ailleurs chiffrable à 70 F le ml pour
l'acier ordinaire (puisque le tube lisse est fracturé 120 F) et à. 50 F le ml
pour l'inox (prix du tube lisse = 440 F ) .
En résumé, l'importance de la crépine est telle, dans un forage, qu'il
est éconcTiiquement rentable de prévoir dès l'origine un matériau de qualité
supérieur3, s'il existe un risque de corrosion. Accessoirement il faut rappeler
que la cr.ipine est souvent inutile lorsque l'aquifère est constitué par des
terrains bien consolidés, calcaires, dolomies, grès, basaltes etc, où des
problèmes de corrosion ou d'incrustation pourront donc se limiter au tubage.
- 23 -
3.3.2 - Corrosion bactérienne
La corrosion bactérienne stimule les réactions de corrosion électrochimique aussi bien sur les plages anodiques que cathodiques, en particulier
en détruisant le film protecteur qui se développe naturellement sur celles-ci.
Il n'est pas justifié de prévoir un équipement du puits en métaux
ou alliages coûteux pour s'opposer uniquement à une éventuelle corrosion
bactérienne.
L'annexe A expose les remèdes préventifs et curatifs à mettre en
oeuvre :
- éviter au maximum d'introduire des bactéries dans le puits avec
les fluides de foration, les tubages, crépines, pompes, etc.,
- désinfecter le puits au chlore à la fin des travaux,
- nettoyer et "stériliser" la pompe d'exploitation, la colonne d'exhaure,
les appareils de mesures, etc. installés dans le puits sans
oublier de répéter l'opération aux changements de pompe pour réparation,
- obturer la tête du puits pour exclure l'entrée de toutes poussières
ou matières organiques favorables au développement des bactéries
Cet l'oxygène nécessaire aux bactéries aérobies],
- traiter au chlore et autres produits efficaces si les bactéries
apparaissent néanmoins après avoir pris toutes les précautions
indiquées.
- 24 -
4 - CONCLUSION
Parmi les nombreuses questions auxquelles 1'hydrogéologue doit songer
en préparant ses projets de forages, il convient de tenir compte des risques
de corrosion et d'incrustation des tubages et crépines et de programmer les
travaux de foration et d'équipement en conséquence.
Le supplément de prix d'un équipement adapté doit s'avérer très vite
bénéfique pour le maître d'ouvrage, qui souhaite exploiter son puits pendant
plusieurs dizaines d'années sans ennuis.
Le calcul de l'index de RYZNAR à partir du phi de saturation d'une
eau, qui prend en compte son équilibre carbonique ainsi que la correction
découlant de sa force ionique et de sa température, semble être actuellement
la meilleur méthode pour évaluer le risque de corrosion. Des progrès
dans ce domaine sont certainement possibles en considérant l'influence directe
d'autres éléments : C 0 2 libre, O2 dissous, SH 2 , Cl , SO^, etc..
On peut également espérer des améliorations dans le choix et les
prix de tubages, crépines, raccords, dispositifs d'isolation, etc., à la
fois résistants mécaniquement et aux eaux corrosives, qui seraient fabriqués
à partir de matériaux non métalliques utilisés seuls ou en revêtements d'acier
ordinaire.
- 25 -
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
1 - Revue BATIR n° 41 juin-juillet 1975 CORROSION - Protection des installations
de distribution d'eau sanitaire - Article rédigé par la Division
corrosion du CEBTP.
2 - Idem n° 42 - Octobre 1975 - L'eau et ses problèmes - Comment corriger la
qualité de l'eau - Résumé d'une intervention de M. F. GUIGUES,
ingénieur conseil.
3 - J. BORZACCHINI - 1975 - Vieillissement en service des conduites en PVC
utilisées pour la distribution de l'eau et du gaz - Revue TSM l'eau n° 5 mai 1975.
4 - R. BREMOND - 1966 - Note sur l'agressivité et la corrosittité des eaux
naturelles - Comité inte~-africain d'études hydrauliques - Bureau
technique - 15 Square Max-Hymans - Paris XV.
5 - F.E. CLARKE - Avril 1970 - Appraisal of corrosion and encrustation in
north Sahara tube wells of Algeria and Tunisia - Unesco report.
6 - DEGREMONT - 1972 - Memento Technique de l'eau - 12ème edition 7 - PH. DIFFRE et M. RICHARD - Octobre 1975 - Les bactéries du fer et
sulfato-réductrices dans les eaux de forages à Paris - rapport
BRGM 75 SGN 316 BDP.
8 - J. FRANQUIN - mars 1975 - Erosion et corrosion chimique dans les canalisations
en béton - revue TSN - L'eau mars 1975.
9 - I.F.P. 1974 - Formulaire du foreur - Editions Technip - Paris 10 - R. GIRARD - 1960 - Essai de théorie générale des eaux douces - 2 articles
parus dans la revue l'Eau n° 3 et 4 - 1960.
11 - R. GIRARD - 1963 - La corrosion des métaux ferreux par les eaux
naturelles - 2 articles parus dans la revue l'Eau n° 3 et 4 - 1963.
12 - R. GIRARD - 1964 - Le problème de la corrosivité des eaux naturelles Revue corrosion et anti-corrosion vol. 12, n° 8, décembre 1964.
13 - R. GIRARD 1970 - Modifications de la composition des eaux naturelles
pendant la corrosion du fer - revue TSM l'Eau novembre 1970.
14 - J. GREFFARD - 1970 - Equilibres carboniques et corrosion bulletin
BRGM section III n° 4 - 1970.
15 - J. HALLOPEAU - 1960 - Les équilibres carboniques dans les eaux Revue Terres et Eaux - Alger - n° 35 - 4ème trimestre 196.0 - 1er
trimestre 1961.
16 - Filtres et crépines JOHNSON-FRANCE - Dépliant d'information FCJ 74Q1,
et le COURRIER JOHNSON.
17 - L. LEGRAND et G. POIRIER - 1972 - Théorie des eaux naturelles édition
Eyrolles - Paris - 1972.
18 - L. LEGRAND et G. POIRIER - 1976 - Chimie des eaux naturelles. Ed. Eyrolles.
- 26 -
19 - A. MABILLOT - 1971 - Les forages d'eau - Guide pratique - Edition Crépines
JOHNSON-FRANCE S.A.
20 - M. NEVEUX - 1974 - La corrosion des conduites d'eau et leur protection Revue TSM l'Eau n° 3 mars 1974.
21 - J. RODIER - 1966 - L'analyse chimique et physico-chimique de l'eau Ed. DUNOD - Paris.
22 - SOGAZAF - MAM - Seilh - 31700 Blagnac - Catalogue 1974.
23 - M. TREUIL - 1970 - Les diagrammes d'équilibre en hydrogéochimie - Bulletin
BRGM section III - n° 4 - 1970.
ANNEXE 1
CARACTERISTIQUES DE QUELQUES TUBES VALLOUREC
(d'après le catalogue SOFAGAZ M A M
SEILH 31700 BLAGNAC)
TUBES
VÀILOUREC
TUBES
VALLOUREC
SERIES1 M E C A N I Q U E " 1A / 2 A /
Présentation : Nous utilisons la nuance 18 M 5 pour l'élaboration
de tubes de nos séries "Mécanique " e n vue de répondre
à la d e m a n d e de nos clients qui désirent des tubes en acier au carbone
á haute limite élastique tout en présentant une bonne soudabilité.
•
a)
b)
B
C
D
0,50/0,83
TUBES
VALLOUREC
SERIES M E C A N I Q U E " 1 / 2 / 3
SERIE MECANIQUE SUPPLEMENTAIRE
• en acier XC 35 TU ou en 18 M 5 '
sans soudure
• en acier XC 35 TU ou en 18 M 5*
sanssoudure
P'et S max.
0,10/0,40
0.32/0,38
0.035
Re
560-660 N / m m 2
320
N/mm2
Caractéristiques mécaniques sur tube :
1 N / m m 2 • 0,102 K g f / m m 2
22%
•
a)
b)
B
C
O
0,50/033
560-660 N/mm2
>- 320 N/mm2
• Ces tubes seront livrés dans las mois a venir en 18 M 5
>. 22°lo
massa
moyenne
épaisseur
diamètre
intérieur
masse
moyenne
épaisseur
diamètre
intérieur
masse
moyenne
diamètre
extérieur
épaisseur
diamètre
intérieur
3
2
masse
moyenne
épaisseur
diamètre
intérieur
massa
moyenne
épaisseur
diamètra
intérieur
273
masse
moyenne
• {"aractéristiques mécaniques : Sur tubes en t'état de livraison.
Epr
N/rom2
< 16
510
Epr 5 16
490
Allongement
à la rupture
R e mini
Limita élastique
R m mini
Résistance à la traction
Epr
< 16
350
Epr
> 16
Epr
< 16
325
21°/o
Ki/mm2
52
50
36
34
Traitement thermique : Suivant la géométrie des pièces,
les caractéristiques mécaniques peuvent être notablement améliorées par
des traitements thermiques appropriés.
Soudabilité : Pour cet acier a faible teneur en carbone des précautions
spéciales lors de la soudure ne sont pas nécessaires.
Pour las épaisseurs fortes à partir de 40 m m , il est bon toutefois
de maintenir une température de 150°.
Notre acier 18 M 5 répondra à l'acier T u 5 2 b des N o r m « A F N O R A 4 9 311 «t A 4 9 3 1 2
actuellement en préparation.
CORRESPONDANCE DANS LES CLASSIFICATIONS ETRANGERES
FRANCE
18 M 5
ALLEMAGNE
DIN 1629/3-ST 52
SUEDE
SIS 2 172
Epr $ 1 j
19°/o
mm
mm
32
35
36
40
45
50
56
63
4
4
4,5
5
71
75
80
85
90
95
100
106
112
118
125
132
140
150
160
170
180
190
200
212
224
236
250
5,5
5
5,5
6
6,5
7,5
75
75
7,5
B
8.5
9
9,5
10
11
9
12
125
12,5
12,5
mm
25
28
32
36
40
45
53
60
63
67
70
75
80
85
90
95
100
106
112
118
132
136
145
155
165
kg/m
mm
mm
kg/m
mm
mm
kg/m
32
23
35
4.0
5.0
6,1
75
8.0
9,9
11,4
13.1
153
17,0
18,0
19,3
21.7
24,3
272
30,4
333
392
362
49,3
55,0
58,6
62,5
mm
9
105
95
12
12
115
12
12.5
15,5
135
16.5
15
17
17
16
19
20
20
22
45
50
56
56
61
67
71
75
75
85
85
12,7
16,6
16,4
31,3
23.0
95
433
98
106
118
51.6
55,4
57 5
122
712
130
140
146
80,0
233
26,3
29,0
36,7
352
44,0
855
98,5
15
175
17.5
17
18
185
215
20,5
235
22,5
26
25
275
30
30
34
36
45
232
45
28.1
30.3
32.0
35,7
39,0
46.7
48,5
572
59,7
71,0
745
87,0
101,0
108,5
128,0
143,0
50
56
59
63
53
71
71
80
80
90
95
100
110
112
118
36
40
45
50
56
63
71
75
80
85
90
95
100
106
112
118
125
132
140
150
160
170
180
190
200
212
224
236
250
mm
mm
kg/m
mm
mm
. kg/m
mm
mm
kg/m
298,5
6
20
4,22
5.5
25
45
6
6,5
7
8
IÍ32
36
40
50
56
60
63
67
71
75
80
80
90
90
100
106
112
125
132
140
150
160
160
170
180
190
200
5,4
6,6
7,9
10,0
65
75
7.5
8,5
9
95
10
10
13
11
14
125
13
14
12.5
14
15
15
15
20
21
22
23
25
95
12.7
13,6
16,3
18,3
20.5
225
24,2
32,0
30,0
383
37 3
413
47,5
47,0
553
63,4
68.0
72,3
963
108,0
120.0
1322
1513
8
'.5
85
9
10
115
13
12,5
15
20
25
28
32
36
40
45
152
195
50
20,3
50
252
272
15
55
135
14
14,5
17.5
16
19
17,5
21
20
63
67
71
71
22
24
26
27,5
29
30
31
32
33
35
• • Composition chimique sur coulée :
épaisseur
masse
moyenne
Mn
PetS
' < 0.75
< 0.04
R
> Caractéristiques mécaniques sur tube
TUBES. épaisseurs
A
Re
220
360-480 N / m m 2
1 N / m m 2 • 0.102 Kgf/mm2
diamètre
intérieur
0.18
Si
0,35
N/mm2
80
80
90
90
100
106
112
118
125
132
140
150
160
170
180
5.S
6,4
8.1
9.6
11.9
27,0
29.7
32.4
40.0
40.1
48.9
49,4
60,7
63.0
73,7
85,0
973
109.5
121.5
133.1
147,0
161,0
176,0
197,4
8
10
10
125
125
14
155
17.5
17,5
20
20
20
22,5
22
25
24,5
275
27
30,5
30
35
35
35
40
42
44
43,5
46
48
50
16
1(.
20
20
25
28
32
36
40
40
45
50
50
56
56
63
63
71
71
80
80
90
100
100
106
112
125
132
140
150
5,0
6.7
7,7
10.4
12,0
15.0
18.7
23.7
323,9
• Tolérances : A ) sur diamètre extérieur : ± 1 o / o a v e c m ¡ n . de ± 0,5 m m ,
B ) sur épaisseur : ± 15 °/o sauf pour e -Í 3 2 m m : -|- 0,5 m m — 15 °/o
et pour e > 2 0 m m : ± 12,5 °/o avec max. de ± 3,6 m m ,
C ) sur rectitude : flèche locale inférieure á 3 m m par mètre-
*
nominal
• Eprouvés hydrauliquement è 6 0 bars, o u contrôle équivalent.
• E n longueurs d e 2 5 0 0 mètres à 8 mètres.
pouce
• C o u p a i à longueurs fixes sur d e m a n d e .
355.6
353
41.6
433
513
545
63,7
368
673
79,1
84,7
102,9
112,0
121,0
143,4
159,0
176X)
188.4
210,5
232.0
257.0
mm
kg/r.)
20
25
32
40
50-
233
223
209
193
173
124,78
152.90
190,19
229 3 4
175,30
20
25
32
40
50
2585
248,5
234,5
218,5
198,5
137,36
168,62
210,32
255.00
306,79
20
25
32
40
50
2835
273,9
259.9
243,9
223.9
149.90
184,34
230,44
280,15
337,70
S*
Is
2,6
2.9
32
4
406,4
20
25
32
40
50
20
25
32
40
50
20
25
32
40
50
315.6
305.6
291.6
275.6
255,6
328
318
304
288
268
366,4
356,4
342,4
326.4
306.4
165,50
203,76
25525
31123
37632
171.64
211,47
265.16
32356
392.12
190,60
23520
295,45
361,44
439,47
mrn
102
1,44
1.56
1,76
1.99
1,72
137
154
220
2.11
2,41
2,75
3.09
36
2,51
42,4
232
445
2,98
48.3
51
54
57
60,3
325
326
356
3,65
4,01
70
76,1
825
885
95
101,6
106
1143
1.72
2.26
193,7
219,1
2445
419,1
379,1
369,1
355.1
339,1
319.1
19635
242,98
305,49
37357
455,13
3235
355,6
10
12.5
16
20
25
32
20
30
40
schedule schedule schedule double
ext.-fort;
B0
60
120
160
237
351
5.53
7 32
1
33,40
3.38
4,55
6,35
9.09
1 1/4
4 2 . tu
356
435
6,35
9.70
1 1/2
4826
3,68
5,08
7.14
10.16
i
2
60,32
351
5.54
8.71
11.07
1
2 1/2
73,02
5.16
7,01
952
14.02
:
!
métra (kg)
1
2,01
2,93
3,35
3,79
4,00
4,37
3,54
4,07
4,61
437
5,34
5,67
6,04
6.41
425
453
523
4.51
5,55
632
721
527
651
5,75
7,11
8,01
8,77
9,56
10,3
8,38
426
4,93
5,61
5,94
6,53
6,95
7,41
738
8,39
8,91
9,90
103
115
123
9,63
10,3
115
14,8
12,7
105
135
153
163
alésage
153
16,6
1
19,0
20,1
8,43
9,67
10,3
10,9
122
13,4
14,6
16,0
18,5
19,7
21,0
195
21.0
22,6
242
17,7
19,6
21.7
23,6
275
29,4
31,4
223
23,7
293
363
452
252
31,6
33,4
36,6
41,6
46,7
52,3
62.3
39,0
41.4
45,3
51,6
48,0
51.3
29,1
33,1
3 1/2
101.60
5.74
8,08
4
114,30
6,02
8,56
141,30
6.55
5
13.2
143
16.3
17,9
573
645
77,4
852
368
88.3
406,4
419
973.
diamètre
Bxtéritur
X
épaisseur
11.13
7,62
15.24
autres
35,5
37,2
392
43,4
555
63,7
715
80,3
96,0
106
110
121
125
6
9.52
1057
7.11
16827
11,13
13.49
12.70
1537
1427
25
33,8
36,3
402
383
43,4
46.5
43.6
523
462
483
53,6
56,4
60,1
63,6
70,1
80,1
902
101
121
134
139
154
159
8
55.7
59,0
65,3
68,6
73.1
.773
85,7
-982
111
125
150'
166
172
191
197
10
51,2
55.1
23Ö
243
6.35
7,04
8,18
1824
12,70
927
730
12,70
12.70
32335
6,35
8,38
952
10.31
12,70
14
108
128
148
168
190
230
16
355,60
406,40
7,92
752
952
952
952
952
11.13
12.70
12.70
12,70
457 2 0
752
11.13
952
14.27
12.70
15,06
21,41
17,45
25.40
19.05
21.41
27,76
30,94
2330
508
952
12,70
952
15,06
12,70
26,19
38.10
255
265
295
24
609,60
952
1427
9,52
17,45
12,70
3054
46,03
1824
23.01
305
30
153?
9,52
12,70
28x4
-
0.10
-
023
0,10
20
2.40
023
0,10
25
2.50
0.10
-
0,23
0,10
28
320
40x4
-
0.10
-
023
0.10
21,95
32
3,60
45x45
-
0.10
-
0,23
0,10
36
450
50x5
-
0.10
-
026
0.12
40
5,60
55x5
-
0.10
-
026
0.12
45
630
60x5
-
0,10
-
026
0.12
50
6.90
70x6
-
0.10
-
026
0.12
60
8,10
73x5
-
0.15
-
0.34
0,14
63
850
80x5
-
0.15
-
0,34
0.14
70"
9,40
90x5
-
020
-
050
022
80
10.70
100x5
-
025
-
0,60
026
90
112x6
-
025
-
0,60
026
100
1620
118x6
-
025
-
0.60
026
106
17,10
125
140x7,5
-
0.30
_
030
0,37
125
25,40
160
178x9
- 0,30
-
1
0.52
160
3830
32
2222
-
40
45
28,57
33.32
35.71
63
70
40.46
90
100
106
12.70
kg
0.10
34,93
20
762
mrr
-
80
18
mm
masse
au
métré
-
60
66,6
70,7
104
120
135
153
184
204
211
273,05
6,35
mm
mm
cote
minimale
de
rodage
36x4
28
50
12
82,6
88,4
219,05
ovalisation
maximale
32x3,5
19,05
36
34,0
tolérances
sur
alésage
17.12
262
283
O/Q
16,15
20
10,1
23,4
24,7
26,0
28.4
19,7
20,7
5,49
nomo
25,7
27,4
28,9
30,3
32,0
35,1
183
83,90
A
G A M M E DIMENSIONNELLE
mm
3
fcgf/mm2)
M n 0,70 °/o
0,04%
> 65 daN / m m 2
• Etat de livraison ; recuit d e détente à 5 5 0 ° . traitement qui supprime
les tentions sans réduire les caractéristiques dues à I ëcrouissage
• Etat de surface extérieure : aspect gris sans trace d e calamine
• Etat de surface intérieure : alésage très soigné permettant le rodage
à la cote indiquée
• Tolérances : A ) sur diamètre extérieur : ± 0 , 5 ° / o avec m i n . d e ± 0 , 1 5 m m
B ) sur épaisseur : ± 8 ° / o avec m i n . d e i 0,25 m m
C ) sur diamètre intérieur : celles indiquées dans le tableau ci-dessous
D ) dbvalisation : I bvglisation dans u n e section
n est pas supérieure à 7 5 ° / o de l'écart total de la tolérance sur diamèire intérieur
(voir valeurs maximales indiquées dans le tableau dimensionnel ci-dessous)
E ) de rectitude : flèche m a x . de 1 m m par mètre
• Longeurs : 3 , 4 0 0 m env.(alésage£ 8 0 m m )
___,
5 . 0 0 0 m env.lalésage > 8 0 m m l a v e c 2 0 ° / o e n longueur > 2 m
•Conditionnement : a ) huilage iniérieur et extérieur â I huile minérale neutre
b ) bouchage des extrémités après huilage
256
121
127
133
139,7
152,4
159
1683
1773
8
0,76
1,03
172
21,3
26,9
30
33,7
6.3
mm
¡
0.49
13.5
273
20
25
32
40
50
5
épaisseur ( m m )
*
exschedule schedule Standard schedule schedule extra
térieur
fort
(1 d a N / m m 2 = 1 hbar = 1,02
26,67
3/4
masse au
635
253
30,6
33,3
mm
• Composition chimique (moyenne) : C 0,33 °/o
Si 025 %
S max. 0 . 0 4 %
P max.
• Caractéristiques mécaniques ¡à I état de livraison) : R
Seules les épaisseurs ci-dessous sont normalisées et retenues par les A S A B 16-9 et 36-10
23
i
mm
1
3A
2A
1 A
• en acier A 56
étirés à froid sans soudure
épaisseur ( n : m )
" Voir caractéristiques page 4 0
• Voir caractéristiques page 4 0
APTES AU RODAGE
EPAIS/N FA 49 112
• enacier'TU37b
finis à chaud sans soudure
• Voir caractéristiques page 4 0
diamètre
extérieur
• Ces tubes »eront livres dans les mois i venir en 1 8 M 5
diámetro
intérieur
• Ces tubes seront livrés dans les mois à venir en 1 8 M 5
Tolérances : A ) sur diamètre extérieur :
séries "mécanique " : + 2 °/o - 0 avec min. d e + 1 m m — 0
série "mécanique supplémentaire " : ± 1 °/o
) sur diamètre intérieur : séries "mécanique" : + 0 - 2 °/o avec min. de + 0 - 1 m m
) sur épaisseur : une épaisseur minimale est garantie pour chaque épaisseur .
) sur rectitude : flèche locale < 1 m m par mètre.
• Coupes à longueurs fixas sur demand«
épaisseur
0.035
Re
• C o u p e s à longueurs fixes sur d e m a n d »
diamètre
extérieur
0,10/0.40
M ê m e s caractéristiques chimiques, mécaniques et tolérances
que les séries " m é c a n i q u e " ! / 2 / 3 (voir page 4 1 )
TUBES
VALLOUREC
PETROLE
r
P et S m a x .
Mn
Composition chimique sur coulée
Tolérances , A ) sur diamètre extérieur :
séries "mécanique " : + 2 n / o — 0 avec m i n . de + 1 m m — 0
série " m é c a n i q u e supplémentaire " : i l
°/o
) sur diamètre intérieur : séries " m é c a n i q u e " : + 0 - 2 °/o avec m i n . d e + 0 — 1 m m
) sur épaisseur : une épaisseur minimale est garantie pour chaque épaisseur .
) sur rectitude . flèche locale < 1 m m par mètre.
0.040
0.040
1,6
0.55
0.22-
tube
0.035
0.035
15
0,50
0,20 •
coulé«
P
S
Mn
Si
C
0.32/0,38
Caractéristiques mécaniques sur tube
1 N / m m 2 -0,102 K g f / m m 2
Composition chimique : Teneur maximale des principaux éléments
sur lingotin de coulée et sur tube (en °/o).
* Pour les tubes d'épaisseur supérieure à 16, le carbone peut être
porté à = coulé 0,22 • tubes = 0,24.
Si
Mn
Composition chimique sur coulée
1
CES TUBES NE SONT PAS
TOUS TENUS EN STOCK
• en acier XC 35 TU ou en 18 M 5*
sans soudure
au carbone, soudable,
à hautes caractéristiques
mécaniques.
acier 18 M 5
3A
TUBES
VALLOUREC
TUBES
VALLOUREC
11,70
ANNEXE A
CORROSION ET INCRUSTATION DANS LES PUITS
Traduction des pages 329 à 351 du manuel
'Water Well Technology" par Michael D . Campbell et Jay H . Lehr,
Mac Graw-Hill Book Company, copyright 1973, National Water Well Association
CORROSION ET INCRUSTATION DANS LES PUITS
La maîtrise de la corrosion s'est révélée d'une importance primordiale dans l'entretien des puits pétroliers pendant de nombreuses années en
raison du coût élevé des opérations de reconditionnement et de remplacement
des puits. Toutefois, on n'a pratiquement pas entrepris de recherche détaillée sur le contrôle de la corrosion dans le domaine des ouvrages d'eau sauf
sur des produits cpmmerciaux courants. Cette négligence ne résulte pas-seulement d'une lacune dans la connaissance détaillée des principes de maîtrise de
ce phénomène, mais du manque "'de motivation économique adéquate pour appliquer
les méthodes de contrôle.
La plupart des eaux souterraines renferment des éléments corrosifs
ou incrustants. La différence d'effet de ces éléments est uniquement une
question de degré et de nature. On rencontre rarement ces deux phénomènes
à la fois puisque la corrosion, normalement, tend à gêner l'accumulation de
produits incrustants; de même, les produits incrustants tendent à protéger
ou à isoler les tubages et crépines contrel'action de la corrosion. Ce n'est
qu'occasionnellementque la corrosion résulte de la formation d'une incrustation essentiellement due aux produits d'érosion qui ont pu se déposer à l'aval.
Aucun métal ou alliage n'est capable de résister à tous les types de corrosion,
mais certains ont une plus grande résistance que d'autres.
La recherche en métallurgie est d'importance secondaire pour résoudre le problème de l'incrustation. L'incrustation est provoquée, dans la
plupart des cas, par des facteurs très différents de ceux qui causent la corrosion. On peut utiliser des métaux résistant à la corrosion, mais l'incrustation pourra se faire sur n'importe quel métal ou matériau selon le caractère
chimique de l'eau,ce qui obligera à revenir sur le puits pour éliminer des
dépôts, encore que les caractéristiques du métal utilisé doivent être capables
de tenir aux techniques de reconditionnement.
LA CORROSION
La corrosion est un sujet complexe. On admet généralement aujourd'hui
que les métaux sont corrcdés pour plusieurs raisons, sous différentes conditions et à différents degrés. N'importe lequel des éléments suivants peut
contribuer à la corrosion : les huiles, les acides, les oxydants, l'eau souterraine à faciès géochimique varié, les eaux salées, les composés organiques,
les températures élevées, les composés du soufre, et les alcalis. Aussi bien
dans le matériau que dans l'environnement, on ne peut facilement discerner
un facteur unique de causalité dans la série des phénomènes de corrosion observés.
Le type de corrosion qui apparaît habituelisment peut être l'un de
ceux-ci : corrosion chimique directe, dézincification, graphitisation, corrosion galvanique ou bimétallique, corrosion concentrée ou dissolution alvéolairs, piqûre, fatigue, ou craquelure de corrosion. Un examen visuel et (ou)
mécanique indiquent habituellement de quelle forme de corrosion il s'agit.
La corrosion peut limiter sérieusement la durée de vie d'un puits
de 3 manières :
1) Agrandissement de la dimension des fentes de la crépine, entraînant la
défaillance de l'ouvrage par pénétration de sable
2) Réduction de la résistance du tubage ou de la crépine qui peuvent alors
s'écraser
3) Accumulation des produits de corrosion provoquant l'obstruction de la crépine.
L'intensité initiale de la corrosion dépend aussi de plusieurs facteurs du milieu : 1) l'acidité de l'eau (le pH) 2) la présence ou l'absence
de caractéristiques oxydantes de l'eau, 3) la vitesse de l'eau sur les surfaces corrodées (vitesse d'entrée de l'eau dans les crépines) 4) la température de l'eau.
L'étendue de la corrosion dépend aussi de certaines propriétés des
métaux corrodés, lesquelles peuvent être inhérentes aux métaux ou acquises
en fonction des conditions de démarrage de la corrosion. Les propriétés métalliques qui conditionnent l'importance de la corrosion sont : 1) l'affinité
chimique, 2) la passivation par les oxydes, 3) les propriétés des produits
dérivés de la corrosion, 4] la composition du métal, 5) les changements (de
structure] dus aux déformations par chauffage ou refroidissement, 6) l'état
originel de la surface du métal, 7) la position dans la série galvanique de
plusieurs métaux différents.
POTENTIEL VE CORROSION
MOSS enumere les facteurs ci-après comme indicateurs d'une eau corrosive :
1) pH acide : lorsque le pH décroît au-dessous de 7 la corrosivité croît
2) l'oxygène dissous est habituellement présent dans l'eau lorsqu'il y a
corrosion sérieuse. L'oxygène accélérera la corrosion des eaux acides,
neutres ou légèrement alcalines
3) l'hydrogène sulfuré : lorsque sa concentration croît, les possibilités de
corrosion croissent également
4] le résidu sec (R.S.) : en général une augmentation du R.S. de l'eau augmente
sa corrosivité .
Une corrosion sérieuse peut apparaître lorsque le R.S.
dépasse 1 g/1
5) le gaz carbonique : au-dessus de 50 mg/1, même en l'absence d'oxygène
dissous, CO accélère le processus de corrosion
6) le chlore, au-dessus de 300 mg/1 est capable, en milieu acide, de détruire
les pellicules de protection et d'accélérer la corrosion de la plupart des
métaux
7) la température : les réactions chimiques de la corrosion sont plus rapides
lorsque la température croit. L'augmentation de la température diminue la
viscosité de l'eau, augmentant ainsi le taux de diffusion de l'oxygène. La
conductivité croît avec l'élévation de température produisant ainsi un
effet analogue à l'augmentation du résidu sec.
L'eau très minéralisée provoque l'incrustation, et les dépôts de
carbonate de calcium freinent la corrosion par protection de la surface du
métal. Langelier a inventé une méthode pour déterminer les paramètres d'incrustation exprimés en dépôt de CO Ca qui se traduisent par un Index de Langelier (ou Index de saturation]. Pour calculer cet index, il faut préalablement
disposer des éléments ci-après sur l'eau en question :
1] L'alcalinité, qui est fonction de la concentration de l'ion carbonate
(en p.p.m) = mg/1
2) La concentration (en p.p.m) des ions existants
3) Le pH
4) La température
5] Le résidu sec
Les auteurs exposent les méthodes de Langelier et Ryznar (voir annexes
B et D) et concluent ainsi, en commentant la figure 5 de la note de
Ryznar :
Un Index de Stabilité ( = Index de Ryznar) inférieur à 7,00 est
signe d'incrustation j au-dessus de 7, la corrosion dans les réseaux ("eau
rouge") devient de plus en plus sévère. Une recherche importante sur ce sujet
est nécessaire, puisque les résultats de terrain montrent que l'on connaît
peu ce problème. L'Index de Stabilité de Ryznar est encore largement utilisé
comme indicateur général du caractère corrosif-incrustant des eaux souterraines.
MANIFESTATION VE LA CORROSION SUR LE TERRAIN
On ne décrira ici que les formes les plus communes de corrosion.
Les types inhabituels, plus importants pour l'industrie pétrolière, sont
traités par Ostroff.
La première forme de corrosion, attaque chimique directe, détruit
uniformément la surface du métal en laissant généralement le corps du métal
sous sa forme initiale. Par exemple, ce type de corrosion peut attaquer les
crépines en agrandissant les ouvertures. La crépine est affaiblie uniquement
par réduction de l'épaisseur du métal corrodé.
ñOGG rapporte des cas typiques de corrosion chimique par l'eau
ayant provoqué une défaillance prématurée des crépines. Dans beaucoup de
cas la défaillance est due à tel ou tel facteur chimico-physique ou à l'influence de plusieurs facteurs : CCL, 0 2 , H 2 S, pH, température (et parfois
des composés chimiques inhabituels tels que HC1, Cl SO.hU présents dans les
solutions] provoquent ou ralentissent * le processus de la corrosion.
Le deuxième type de corrosion, la dézincification ou graphitisation
est parfois appelé : corrosion sélective.Ce type de corrosion consiste essentiellement dans la mobilisation de l'un des métaux de l'alliage laissant à
la structure sa forme originale mais affaiblie par son état "spongieux". Dans
le laiton par exemple, le zinc est déplacé sélectivement. La corrosion sélective est d'apparence trompeuse car les défaillances surviennent souvent d'un
seul coup sur les crépines des pompes ou tous autres accessoires en laiton,
dont la structure paraît saine.
La dézincification résulte d'une différence de potentiel galvanique
entre les métaux constituant l'alliage. Les conditions les plus favorables
pour ce type de corrosion sont celles qui combinent 1) des solutions très
conductrices, telles les eaux saumâtres ou légèrement acides, 2) la présence
d'oxygène dissous, et 3] un alliage bi-métallique.
On considère souvent la dézincification comme une forme spéciale
de corrosion galvanique, différente de la corrosion chimique où cathodesetet
anodes sont séparées. La graphitisation de l'acier doux et de la fonte est
souvent associée à la présence de bactéries sulfato-réductrices, ou autres,
dans les puits.
Le troisième type, la corrosion galvanique, résulte de la formation
d'une pile électrolytique entre deux métaux. La corrosion galvanique se produit lorsque deux métaux différents sont reliés dans une solution conductrice.
Il se produit un courant électrique entre les métaux provoquant le processus
de corrosion, la partie de la pile corrodée étant l'anode et la partie protégée étant la cathode.
Si le courant électrique augmente, le taux de corrosion s'accroît.
Le taux de corrosion est influencé aussi notablement par l'action de décapage
de 1'electrolyte qui circule sur la surface en cours de corrosion, par les
dimensions relatives de l'anode et de la cathode et par les caractéristiques
de résistance à la corrosion des deux métaux concernés. Lorsque les deux
métaux concernés sont très résistants à la corrosion, le taux d'attaque est
faible.
La corrosion
de type galvanique. On
d'electrolyse, et à la
série galvanique (voir
électrolytique la plus fréquente sur les crépines est
la reconnaît à l'accumulation importante des produits
détérioration sévère du métal le plus élevé dans la
table B 6 b en annexe B ) .
Lorsque deux métaux différents (quelque soit leur distance dans la
série électromotrice) sont raccordés et immergés dans un electrolyte, de l'eau
souterraine par exemple, le métal le plus haut dans la série sera corrodé.
Des métaux proches dans la liste ont une tendance peu marquée à donner une
forte corrosion galvanique. La table s'applique aux electrolytes du type solutions habituelles dans l'eau : eau salée, acides faibles, bases faibles, qui
sont communs; dans le domaine des eaux souterraines. La corrosion bi-métallique
prend naissence uniquement lorsque le courant circule entre les métaux à
N.T. : En dehors du pH (s'il est élevé), tous les éléments cités sont en
fait favorables à la corrosion.
travers le liquide dans lequel ils sont plongés.
Les métaux peuvent changer de position relative par rapport à celle
qu'ils ont dans les tables, sous l'effet d'influences extérieures. Par exemple,
les alliages d'acier inoxydable peuvent changer de position selon les caractéristiques oxydantes de 1'electrolyte. C'est pourquoi les aciers inox sont
placés dans la série galvanique à la fois en "passive" (stable] et "activé".
Pour un milieu donné, on examinera donc soigneusement les matériaux qui ont
cette caractéristique afin de déterminer si l'état d'activation indésirable
est possible.
Les métaux d'alliages présentant la meilleure résistance aux agents
de la corrosion qui attaquent les crépines sous de nombreuses conditions de
terrain, d'eau, d'utilisation, et de pression ambiante sont enumeres ci-dessous, en ordre décroissant de résistance :
1) Monel (environ 70 % de nickel, 30 % de cuivre) ;
2) L'acier inoxydable, (74 % d'acier doux, 18 % de chrome, 8 % de chrome, 8 %
de nickel) * (pourvu que les conditions de terrain, d'eau et d'ouvertures
de crépines soient telles que le film protecteur est maintenu) ;
3) Everdur (96 % de cuivre, 3 % de Silice, 1 % de fin) ;
4] Laiton rouge siliceux (83 % de Cu, 1 % de Silice, 16 % de zinc) ;
5) Laiton rouge Anaconda (85 % Cu et 15 % Zn) ;
6) Laiton jaune commun
(environ : 67 % Cu et 33 % Zn)
7) Fer Armco ;
8) Acier doux.
Voici les facteurs habituels qui causent le plus souvent la corrosion
1) Un bas pH, combiné avec une faible alcalinité, un faible résidu sec et une
teneur élevée en CO libre (Index de RYZNAR élevé).
2) Une eau à haute teneur en oxygène dissous, qui va se combiner à l'hydrogène dégagé pour empêcher la formation d'une pellicule protectrice.
3) La présence de SH«, SO
ou gaz similaires
4J La présence d'acides organiques
5) La présence de sulfate de fer.
CONTROLE VE LA CORROSION
MOGG énumère quelques conseils pratiques applicables au contrôle
des principaux facteurs de corrosion.
*
" —- -e
Le chrome est répète 2 fois et le total donne 98 %. Dans l'ouvrage "Les
forages d'eau'; édité par les crépines Johnson-France, on trouve la composition de, :
" 1'acier inox 304 : au maximum : 0,08 % de carbone, 0,045 % de phosphore,
0,03 de soufre, 1% de silicium, 2% de manganèse, environ 8 à 12% de nickel
et 16 à 20% de cirome.
- l'acier inox 3 16 : Mêmes teneurs maxi en C, P, S, Si et Ma que le 304, avec
environ 16à18% de chrome, 10à14% de Ni et 2à3% de molybdène.
(voir les conseils pratiques donnés par MOGG en annexe C
p. 5 et 6 .)
Le type le plus commun de corrosion est un phénomène électrochimique entraînant l'oxydation par suite d'une perte d'électrons et de
l'ionisation du métal. La réaction chimique avec départ d'électrons conduit à d'autres réactions telles qu'il y a formation d'oxydes (rouille)
(voir fig. 128 et 129).
tubercule da rouilla
'surface pique'«, rongée
(anode)
ion$
Fig. 128 - Faciès de corrosion du fer avec dépôts d'oxyde et d'hydroxyde
de fer sur des plages anodiques
la pellicule d'hydrogène
constitue une zone cathodique
•» —— zona onodique corrodée
ig. 129 - Une anode et une cathode peuvent s'individualiser en des points
très rapprochés sur la surface d'un seul métal, entrafnant une
corrosion locale
L'une des formes de rouille est l'hydroxyde ferrique qui se développe selon
la réaction générale :
4 Fe
+
3 02
+
6H 2 0
+
4 Fe
(0H) 3
Pour qu'il y ait rouille du fer, et que la réaction ci-dessus puisse
se produire, il faut à la fois présence d'oxygène et d'eau. Le fer ne rouillera pas en atmosphère uniquement oxydante (étant entendu, naturellement,
qu'il n'y a pas de gaz carbonique, hydrogène sulfuré ou d'autres sels en
quantité significative).
Deux points méritent une explication :
1°) Les métaux ont un potentiel d'oxydation qui exprime la quantité d'énergie requise pour déplacer les électrons.
2°) Le potentiel d'électrode, pour qu'il y ait dissociation des ions et départ
d'électrons dépend de :
a) la nature du métal ou alliage,
b) de la nature de 1'electrolyte ou de la corrosivité du milieu. En ce
qui concerne les métaux, les facteurs qui interviennent sont :
1) La nature du métal ou alliage, c'est-à-dire sa composition,
2) le comportement de l'alliage - phase simple, double, répartition des
phases,
3) les imperfections - granularité de la surface, texture, impuretés ou
inclusions,
4) les facteurs mécaniques : efforts en certains points, poli de la surface.
Des crépines assez coûteuses en alliages résistants à la corrosion sont nécessaires dans certaines zones de forte corrosion, car en raison de leur structure, qui offre une grande surface au liquide corrosif
constamment renouvelé, elles sont particulièrement exposées à l'agression.
Au contraire, les tubages épais offrent une surface beaucoup moins grande,
protégée souvent en grande partie par le dépôt des produits de corrosion.
Les tubages en acier doux sont relativement bon marché et le doublement de
leur épaisseur peut quadrupler leur durée de vie. Toutefois, s''ils sont
raccordés directement au métal plus résistant des crépines par soudure ou
manchons, on peut craindre une défaillance du tubage au voisinage du raccordement. La mise en place d'un manchon isolant relativement peu coûteux
et de résistance mécanique suffisante est très souhaitable, au stade de
la conception de l'ouvrage, pour accroître sa durée de vie.
Dans l'équipement profond des puits pétroliers, la corrosion est
particulièrement complexe. Dans un champ où l'on peut penser qu'il n'y
aura pas de corrosion sur les puits, celle-ci peut parfois devenir une
question critique, et les méthodes spécifiques de contrôle de la corrosion
utilisées dans des champs anciens peuvent s'avérer inapplicables sur des
champs nouveaux. Le puits diffère notablement de presque toutes les autres
structures qui peuvent être sujettes à la corrosion. Les puits diffèrent
des conduites, non seulement par la variété de 1'environnement (diversité
des terrains recoupés et contact direct des tubages et crépines avec le
fluide agressif, à l'intérieur et à l'extérinur) mais par une accessibilité
(aux interventions) beaucoup plus faible. Ce problème de l'accessibilité
des pjits est important - c'est-à-dire que l'on ne peut facilement observer
8
les méfaits de la corrosion et que les méthodes de protection, telles que ^
la protection cathodique utilisée pour les conduites, n'est pas applicable.
La protection cathodique, correctement conçue, s'oppose théoriquement à
l'attaque de l'extérieur des tubages, mais la nature de la distribution du
courant électrique la rend moins utilisable contre la corrosion interne.
Il existe un important domaine de recherche à faire sur le problème de la
corrosion galvanique provoquée par les courants induits à partir des pompes
'immergées. Les puits peu profonds, où les courants induits dans le terrain
à partir de la pompe ou des lignes électriques proches augmentent la corrosion galvanique, peuvent être protégés par l'emploi d'anodes sacrifiées.
La corrosion interne d'une conduite peut souvent être contrôlée
par injection continue d'un neutralisant de la corrosion, d'un inhibiteur
ou d'un agent mouillant. L'application de cette technique dans le puits pétrolier productif, présente au moins 2 causes de complication : d'abord, le
puits n'est accessible qu'a l'une de ses extrémités par laquelle il est possible ou non d'injecter un produit non toxique j ensuite l'agent responsable
de la corrosion varie à la fois avec le temps et la profondeur. Néanmoins,
l'emploi d'inhibiteurs et autres traitements s'est avéré être un outil efficace de lutte contre la corrosion des puits pétroliers.
La méthode de pose des tubages dans les puits, créée un problème
d'utilisation des matériaux revêtus. Au cours de l'installation, il peut
y avoir déchirure ou rupture du revêtement à l'intérieur du tubage exposant
ainsi le métal à la corrosion. On a modifié le procédé de revêtement par
application en usine, en utilisant des revêtements plus minces et généralement plus chers que ceux que l'on applique à l'extérieur des conduites.
A noter une autre distinction importante à considérer entre les
colonnes métalliques verticales des puits, et les conduites métalliques
horizontales : en raison des difficultés d'accès accrues par unité de surface
d'une colonne verticale, n'importe quel accident qui peut se produire sera
plus coûteux. Ce n'est pas tellement le coût de réparation ou de remplacement du morceau de tube détérioré qui compte, c'est l'importance de l'opération de remontée de la colonne à réparer. Assez souvent, on aboutira à
une perte complète de l'ouvrage. En définitive, vu les difficultés d'accès
et le coût élevé des réparations d'une colonne de tubages, les moyens même
coûteux de précautions initiales contre la corrosion sont pleinement justifiés. Aussi des alliages spéciaux de prix élevé sont-ils facilement adoptés
pour les tubages et autres accessoires métalliques vulnérables des puits,
dès que leur supériorité vis à vis de la corrosion a été prouvée.
La méthode standardisée de contrôle de corrosion des conduites
n'a pas encore été parfaitement mise au point. Cependant des techniques pratiques ont été inventées pour supprimer plusieurs types de corrosion. La
probabilité de corrosion des conduites en différents milieux est relativement
bien prévisible, aussi est-il possible de prendre les mesures de protection
qui s'imposent. Au contraire, il est difficile de prédire avec exactitude
où se fera la corrosion dans l'équipement souterrain d'un puits de production. Bien que le degré de répartition de la corrosion ne soit jamais connu
d'avance après de sérieuses observations sur la corrosion dans les premiers
puits d'un champ, on peut appliquer l'expérience acquise aux autres puits.
Si la corrosion est un problème critique sur un champ de captage,
il est difficile de définir des mesures correctives efficaces standardisées.
Voir à ce sujet l'annexe E.
Les techniques mises au point sur d'autres champs sont rarement transposables et l'on ne peut même pas être sûr que leur application retardera
la corrosion. Autant l'agression peut varier autant les méthodes de contrôle doivent-elles, elles-mêmes, varier.
En résumé, les mesures de contrôle disponibles sont les suivantes ;
1) L'injection de produits chimiques pour transformer le fluide corrosif
et traiter la surface du métal attaquée ; il s'agit de substances basiques pour contrôle du pH, d'inhibiteurs et de produits mouillants préférentiels.
2) L'emploi d'alliages résistants à la corrosion, soit comme constituants,
soit comme revêtement de surface.
3] Les revêtements non métalliques ou matériaux de doublage tels que les
tubages plastifiés qui ont été longuement répandus en milieu corrosif.
4) La protection cathodique, quoiqu'elle ne convienne pas pour protéger
l'intérieur (avec quelques exceptions), elle pourrait être plus largement
utilisée pour atténuer l'attaque externe des tubages.
Dans les dernières années, l'industrie pétrolière a utilisé la
protection cathodique de plus en plus souvent pour garantir la surface externe des tubages de puits contre la corrosion. Le coût du reconditionnement
des puits producteurs d'huile ou de gaz consécutif aux fuites des tubages
causées par la corrosion, ont fortement accéléré la recherche de systèmes
de protection cathodique.
Si l'on s'attend à trouver de l'eau corrosive ou si on en a rencontré sur des puits existants, un équipement de mesure de corrosion permettra de déterminer la passivité relative des métaux disponibles et amener
de substantielles économies.
M05S relate un grave problème de corrosion, dans la région de
l'oasis d'El Kharga, en Egypte occidentale, où les colonnes en acier noir
lâchaient en moins de 12 mois, en raison des teneurs élevées de l'eau en
CO2, H2S, avec des pH compris entre 6,6 et 7. Divers matériaux, y compris
l'aluminium et les plastiques, ont été utilisés, mais ils cédaient également
en raison de leurs propriétés physiques inadaptées et des hautes températures en fond de trou. Dans le Pakistan occidental, par ailleurs, là où les
tubages d'acier doux lâchaient en 2 ans sous l'effet de la corrosion, on a
pu progresser en utilisant des tubages de fibres de verre renforcées de
plastique, et les premiers résultats donnent satisfaction. Des mesures de
corrosion ont été faites au corrosimètre. On a remarqué que les caractéristiques de l'aluminium, quoique supérieures à celles des aciers, ne convenaient que pour des applications spécifiques et pour un temps limité.
MOSS a également observé que le taux de corrosion d'un acier au cuivre,
quoique élevé, était inférieur à la moitié de celui de l'acier doux.
10
L'acier inox 304 s'est révélé relativement passif à l'eau souterraine et, par
conséquent, il a été retenu pour équiper les futurs puits de cette région.
Barnes et Clarke ont fait, eux aussi, un vaste travail sur ce sujet.*
La détection de la corrosion a l'extérieur des tubages et la détermination de son extension sont les 2 problèmes les plus difficiles de tout
le domaine du contrôle de la corrosion. L'inacessibilité de la surface externe du tubage interdit pratiquement son observation, non seulement pour
estimer la question mais aussi pour définir la possibilité de la protection
cathodique. L'industrie pétrolière a mis au point des techniques avancées
pour inspecter l'extérieur des tubages, la plupart impliquant un équipement
électrique sophistiqué. L'observation par télévision peut aider à évaluer
les micro-caractéristiques d'une corrosion naissante.
L'augmentation du prix des forages ont obligé l'industrie du pétrole et celle de l'eau à s'intéresser aux moyens de prstection existants
contre les méfaits de la corrosion. L'impártanse des revêtements dans le
contrôle de la corrosion est parfaitement'illustré par la forte dépense
consentie à cet effet par l'industrie pétrolière. Les premiers résultats
d'une étude conduite par l'Association Nationale des Ingénieurs de la corrosion montrent que l'on dépense près d'un milliard de dollars annuellement
pour les peintures et revêtements utilisés par la seule industrie des puits
de pétrole.
Barnes, I et F.E. Clarke, 1969 : Les propriétés chimiques de l'eau souterraine et leurs effets corrosifs ou incrustants sur les puits. U.S. Geological
survey. Prof Paper 498-D, 58 pp. 48 refs. - Résumé de la note :
"On peut déterminer certains problèmes pratiques avant de faire un puits
et avant qu'il ne se détériore. On a étudié les propriétés chimiques de
l'eau et le comportement à la corrosion-incrustation de plusieurs puits
en Egypte, Nigeria et Pakistan occidental. A partir de la composition
chimique des eaux, des vitesses de réaction par rapport à l'équilibre ont
été essayées pour 29 compositions possibles comprenant des oxydes carbonates,
sulfures et éléments divers. Seuls, la calcite, C03Ca, et l'hydroxyde ferrique Fe(0H)3 ont montré une corrélation avec la corrosivité des eaux vis
à vis de l'acier doux [fer métal]. Les 39 eaux expérimentées étaient
toutes en déséquilibre avec le fer métal, mais ces eaux en équilibre
ou sursaturées avec à la fois la calcite et l'hydroxyde ferrique étaient
les moins corrosives. La sursaturation avec les autres phases solides
n'avait apparemment aucune relation avec les conditions de corrosion, se
traduisant ou bien par la corrosion (liée à l'absence de sursaturation
des phases protectrices) ou par l'incrustation (sursaturation des phases
qui précipitaient] ou par les deux qui ont pu être identifiées.
11
Les revêtements de protection peuvent se diviser en 2 catégories :
organiques et inorganiques. Ces derniers se composent de métaux et autres
composés non carbonés. Par exemple on galvanise avec du zinc ; celui-ci limite la corrosion par protection cathodique du métal recouvert... jusqu'à ce
que le zinc soit consommé. On fait également des placages avec du cadmium
ou des alliages de nickel pour protéger les métaux ainsi recouverts contre
la corrosion.
Les revêtements organiques utilisant les composés du carbone
comprennent : la paraffine, la bitume, le goudron de houille et les plastiques. Ce type de revêtements empêche la corrosion par isolation de la
surface du métal revêtu du milieu environnant en créant une "barrière" à
la fois imperméable et électriquement isolante.
On peut combiner matériaux organiques et minéraux pour faire un
revêtement efficace, par exemple une première couche de zinc sera recouverte
d'un film organique (la toxicité du revêtement doit être appréciée].
Pour constituer une bonne protection du métal, un bon revêtement
organique devrait avoir les propriétés ci-après :
1) électriquement isolant
2) recouvrement complet et continu
3] inchangé avec le temps.
Un revêtement possédant toutes ces propriétés n'a pas encore été
mis au point.
CORROSION - INCRUSTATION BACTERIENNE
La présence de bactéries sulfato-réductrices a été mise en évidence dans de nombreux cas de corrosion, comme le rapporte Postgate. Von
Volzogen Kuhr a proposé la première théorie largement acceptée de l'activité
corrosive des bactéries sulfato-réductrices. Cette thèse a fait l'objet de
recherches par Starkey, et Wight puis discutée par Starkey et Sharpley. Bien
que l'importance des bactéries sulfato-réductrices dans la corrosion externe
des canalisations soit bien connue, l'activité des bactéries dans les conduites d'eau a été souvent oubliée. On peut fréquemment attribuer aux bactéries sulfato-réductrices l'eau noire, rouge ou "rouilleuse" ou les odeurs
nauséabondes en certains points. Trautenberg a exposé les principales caractéristiques des bactéries aérobies et anaérobies dans les opérations
d'injection d'eau dans les gisements d'huile. Ostroff a apporté une contribution importante dans ce domaine de la technologie pétrolière en analysant
les principaux aspects du point de vue chimique et bactérien ; Case traite
également des nombreux problèmes rencontrés dans ces opérations d'injection.
ROLE VES BACTERIES
Le genre aérobie, Pseudomonas_comprend quelques 30 espèces rencontrées dans l'eau douce et l'eau de mer. Ce sont des petits bâtonnets fusiformes, sans spores. Les Çseudomonas produisent un pigment bleu-vert hydrosoluble. Ces micro-organismes produisent des enzymes et peuvent engendrer,
dans certaines conditions, la décomposition de la cellulose et de nombreux
hydrocarbones.
12
On dit que les chlorures et les sulfates favorisent le développement des Pseydomonas. Ce genre est l'un des plus difficile à contrôler
et l'on sait qu'il peut résister à la toxicité des composés d'ammonium
quaternaires et qu'il peut créer une corrosion sévère.
Par ailleurs, la corrosion bactérienne de l'équipement des puits
est due fréquemment à l'activité métabolique de Desulphovibrio_desulfuricans.
Ces bactéries anéorobies sulfato-réductrices (qui n'assimilent pas l'oxygène
libre] utilisent le sulfate (SO^) comme source première d'énergie en présence d'enzymes, d'hydrogénase et autres composés naturels. L'oxygène des
sulfates des matières organiques naturelles et d'origine minérale est assimilé par ces organismes utilisant l'hydrogène comme source d'énergie.
King et Miller voient plusieurs raisons au déclenchement de la corrosion du fer et de l'acier par les bactéries sulfato-réductrices en milieu
réducteur :
1°) Stimulation de la partie cathodique de la pile de corrosion par déplacement et utilisation de l'hydrogène polarisant par les bactéries.
2°) Stimulation de la réaction à la cathode par les sulfures de fer solides
formés par la réaction des ions farreux avec les ions soufre produits par
les bactéries.
3°) Stimulation de la réaction à l'anode, dissolution du métal, par les
sulfures bactériens.
4°) Formation d'élément acide localement.
5°) Formation de phosphure de fer par réaction du métal avec les phosphates
réduits par les bactéries.
Les deux dernières raisons ne sont pas significatives, sauf dans
des cas isolés, tandis que la troisième raison n'intervient probablement
qu'au début du processus de corrosion par suite de la formation éventuelle
d'un film de sulfures protecteur en présence d'ions libres de soufre. La
théorie de la corrosion par dépolarisation cathodique généralement admise
est celle de King et Miller, qui s'est révélée défectueuse. On a proposé
une nouvelle théorie : la réaction cathodique (évolution de l'hydrogène)
apparaît sur le sulfure ferreux obtenu par réaction de l'ion F e + + avec l'ion
Soufre produit par les bactéries. L'activité du sulfure ferreux diminue
avec le temps probablement par capture de l'atome d'hydrogène dans les
cristaux de sulfure ferreux.
Certaines bactéries aérobies peuvent également utiliser l'hydrogène.
On a trouvé l'enzyme hydrogénase dans des produits carbonates et par conséquent des bactéries peuvent être à l'origine de la corrosion par exemple
Aergbacter_aerogensi_Escherichia 5Clii_et Proteys_yulgaris, qui sont toutes
des bactéries aérobies.
Les bactéries du fer comprennent des variétés filamenteuses telles
les genres Çlonothrix,_Crenothrix1_Leptothrix, et la»vraie»bactériej
Gallionella. Cette dernière est un bâtonnet en forme de rein qui sécrète
de longues bandes fuselées et torsadées ou "tiges" d'hydroxyde de fer. La
figure 130 illustre la dimension relative de la plupart des bactéries du fer.
13
SIZE REFERENCES
HUMAN HAIR
-100—80-
SMALLEST
PARTICLE
VISIBLE TO
NAKED EYE •
-60•50-
PORE S O U Of
SOME TYPICAL
MILUPORI ntTHM
— SO—
-
,
.
-
<
REO BLOOD CELL-
IRON BACTERIA
SMALLEST
YEAST CELL
RANGE Of
OPTICAL
V
MICROSCOPE f
TOBACCO SMOKE
0.4S MICRON
SMALLEST
BACTERIA -
5
CARBON BLACK
POLIO VIRUS -
RANGE OF
ELECTRON
I
MICROSCOPE I
Figure 130 - Echelle montrant la dimension relative des microorganismes et autres particules
14
Toutes les bactéries du fer oxydent le fer ferreux e" ^sr ferrique
en utilisant l'énergie correspondante pour l'assimilation chimio- synthétique
du carbone. Ces conditions de satisfaction de leurs besoins énergétiques s'accompagnent d'une production importante d'hydroxyde ferrique par les bactéries.
Les bactéries du fer se développent mieux à basse température, et
on les trouve plus couramment dans les puits, sources et rivières renfermant
des sels de fer solubles. Elles ont malheureusement une large gamme de tolérance à l'oxygène et peuvent se développer dans les eaux renfermant 0,3 à
9 p.p.m. d'oxygène dissous. Les types aérobies habituels de bactéries colmatantes (bactéries assimilant l'oxygène libre] sont généralement responsables
des problèmes d'incrustation d'origine bactérienne dans les puits.
Les bactéries du fer peuvent également provoquer la corrosion.
Lorsqu'il se forme un peu de sel ferreux (dans les secteurs ou la concentration en oxygène est faible] par attaque à l'anode, les bactéries du fer transforment ce sel en hydroxyde de fer. Ce produit recouvre la surface du métal
et la corrosion devient plus accusée.
La présence de bactéries aérobies indique un environnement peu favorable aux bactéries sulfato-réductrices qui ont besoin d'un milieu anéorobie
pour le développement optimal de leur activité métabolique.
Toutefois, les bactéries aérobies se
développant en masse "boueuse"
sur les surfaces métalliques ou dans les espaces poreux des sédiments,créent
localement un micro-milieu anaérobie favorable au développement maximal de
Desulghovibrio et autres espèces de mêmes types.
La corrosion anaérobie des métaux ferreux est communément attribuée
à l'action des bactéries sufato-réductrices. L'hydrogénase fabriquée par ces
bactéries dépolarise la surface du métal par suppression de l'hydrogène à la
cathode. Les systèmes dfhydrogénase ne se limitent pas aux bactéries sulfatoréductrices, mais, comme on l'a dit, proviennent de nombreuses bactéries ou
micro-algues. Une souche d^Escherichia coli, organisme qui possède un système
d'hydro gánase, s'est révéïi capable d'utiliser le nitrate comme accepteur
d'hydrogène en milieu expérimental anaérobie réalisé par Mara et Williams.
Les résultats indiquent que l'organisme utilise depréférence le nitrate pour
l'oxydation de la matrice organique, et aussi que lorsque les éléments sont au
repos, la réduction du nitrate apparaît, avec tendance à la corrosion si des
métaux ferreux sont présents. Compte-tenu de la diversité des bactéries nitroréductrices et de leur présence importante dans les sols, la corrosion causée
par ces organismes mérite une étude complémentaire pour résoudre les problèmes
courants, actuellement attribués aux bactéries sulfato-réductrices. D'autres
types de bactéries qui ont été récemment isolées, peuvent jouer un rôle important, bien qu'encore mal défini aujourd'hui, dans le processus complexe de
corrosion-incrustation.
15
CONTROLE VES BACTERIES
Updegraff fait valoir que la chloration a une efficacité limitée
contre les bactéries anaérobies qui provoquent la corrosion,car le sulfure
produit par ces organismes gêne l'action du chlore. Lewis indique que cette
affirmation n'est vraie que dans le cas où les sulfures produits forment un
tubercule abritant les bactéries. Puisque le chlore peut tuer les éléments
isolés, le maintien de chlore résiduel dans un réseau de distribution,est
encore toutefois le meilleur moyen actuellement disponible pour empêcher la
formation des tubercules. Une fois que les tubercules sont formés, il faut
les détruire mécaniquement et l'on peut alors réduire l'activité bactérienne
pour éviter la formation de nouveaux tubercules.
La contamination bactérienne d'un puits,provoquée par la boue de
foration ou le fluide de fracturation a été méconnue pendant de nombreuses
années en dépit de ce que l'on savait sur les bactéries introduites avec
l'eau injectée dans les gisements d'huile. Mais le problème a été reconnu
récemment et l'on peut y remédier en utilisant assez tôt les produits chimiques convenables pour un bon programme d'entretien efficace. Les puits forés
pour le pétrole, le gaz ou l'eau sont contaminables par le fluide de forage,
le filtrat de ciment et le fluide de fracturation hydraulique.
La plupart des ennuis, en cas de contamination, proviennent d'une
ou deux causes : les bactéries ferro-oxydantes ou suifato-réductrices. Toutes
deux sont susceptibles de réduire la perméabilité de la couche productrice,
ou bien par la place qu'elles occupent en raison de leur nombre, ou bien par
colmatage des vides par leurs sous-produits. Ayant identifié le problème, la
prochaine étape consiste à trouver le produit pour réduire la contamination.
Un chlorure alkylbenzyl triméthyle d'ammonium quaternaire cathionique s'est révélé être un bactéricide efficace, qui se comporte en plus
comme inhibiteur de corrosion en raison de ses propriétés tensio-actives.
Ce composé n'est pas emulsionnable et ses propriétés tensio-actives empêchent
le gonflement des argiles. On dit cependant que ce bactéricide réagit avec
bon nombre d'argiles et perd de son efficacité.
Dans le traitement d'hydro-fracturation utilisé par les pétroliers,
l'eau renfermant d'infimes quantités de bactéries est injectée en pression
dans le terrain, contaminant ainsi la partie environnante du réservoir. Les
bactéries ferro-réductrices et suifato-réductrices peuvent s'adapter aux
milieu en très peu de temps, comme on l'a déjà indiqué. Les terrains contenant du lignite peuvent faciliter cette adaptation puisque le lignite et
autres matériaux carbonés peuvent être le plus souvent utilisés comme sources
d'énergie, par exemple l'oxydation de la pyrite produit de l'hydrogène sulfuré corrosif, e t c . .
INCRUSTATION
L'incrustation se définit comme "une fermeture, une cimentation,
ou l'obstruction d'une crépine et d'un aquifère qui résultent de l'accumulation de matériaux dans et autour des ouvertures de la crépine et dans
les vides du terrain aquifère". Si les conditions s'y prêtent l'obstruction
ou incrustation interviendra, quelque soit le matériau de la crépine et le
type de conception du puits.
16
COMMENT SE MANIFESTE PRATIQUEMENT L'INCRUSTATION ?
L'incrustation peut prendre la forme d'un dépôt dur, cassant, semblable au ciment, et dans certains cas il peut être tendre, d'aspect pâteux,
boueux ou analogue à une gelée durcie. Les causes d'incrustation en ordre
de probabilité d'apparition sont les suivants :
1) Précipitation de matériaux amenés en solution vers la crépine, tels que
le carbonate de calcium et de magnésium.
2) Dépôts de matériaux amenés en suspension vers la crépine, tels que silts,
argiles, etc. ..
3] Présence de bactéries du fer dans l'eau
4) Présence de vase d'organismes autres que les bactéries du fer (tels qu'organismes de fermentation ammoniacale et matière organique).
L'incrustation est habituellement du premier type, c'est-à-dire
incrustation à partir de minéraux en solution dans l'eau souterraine.
Dans la plupart de ces cas-là, il y a peu ou pas de matière organique et le principal agent incrustant est le carbonate de calcium qui sert
à cimenter ensemble les grains de sable. Avec lui, on trouve souvent du silicate d'alumine, du sulfate de fer et quantité d'autres minéraux remplissant les vides entre les grains de sable et de gravier. Bien que n'étant
qu'une partie de l'incrustation totale, le carbonate de calcium en est cependant le liant essentiel.
Il existe quelques zones géographiques où le matériau incrustant
est totalement d'origine mécanique. Si l'aquifère renferme beaucoup de lignite, qui peut se décomposer partiellement pour former un manteau limoneux
autour des crépines on sait qu'il y aura incrustation aussi bien des pièces
en métal qu'en plastique.
La combinaison du gaz carbonique avec l'eau donne un acide faible.
L'eau ne peut dissoudre qu'une quantité limitée de carbonate de calcium,
mais en présence d'une quantité notable de C0„, l'eau peut dissoudre du carbonate de calcium et d'autres carbonates sous certaines conditions de température et de pression.
CONTROLE VE L'INCRUSTATION
En plus du résumé de l'étude de Barnes et Clarke donné à la
page 10 3 cette note indique :
un certain nombre de corps peuvent donner des dépôts superficiels dans
les puits et entraîner une diminution du débit par encrassement des arrivées
ifentes des crépines ou vides du massif de gravier) ou augmentation des pertes de charge dans les tubages. Dans les dépôts échantillonnés, on a identifié, au moins à titre expérimental, de la calcite Ca C0„, de l'hydroxyde
ferrique Fe (0H3) de la magnésite Fe 3 0 4 , de la sidérite Fe C 0 3 , de l'hausmannite rn„ ü\ e t c . .
17
Du point de vue géochimique il a été démontré que les modèles
d'équilibre stable et simple étaient en défaut dans presque tous les cas
pour prédire la composition de l'eau extraite des puits étudiés. Dans un
cas, une phase stable (de calcite) s'est révélée à peu près conforme aux
prévisions faites en partant de considérations sur la stabilité d'équilibre.
Le comportement prévu des autres phases stables, à partir des mêmes considérations, ne s'est jamais révélé conforme à la réalité. Tous les corps
précipités (sauf la calcite] sont métastables par le fait qu'ils ne sont
pas les phases les moins solubles possibles des systèmes étudiés.
L'étude de Barnes et Clarke a montré que les considérations d'équilibres sont utiles comme référence des propriétés réelles et prévision des
effets corrosifs des eaux naturelles. Les calculs physico-chimiques détaillés
sont très utiles pour comprendre la nature et pour prédire les comportements
de telles solutions dans les puits et ailleurs.
Les résultats pratiques de l'étude montrent que le caractère corrosif ou incrustant de l'eau sur l'acier doux est prévisible à partir de
quelques mesures de terrain, rapides et bon marché, couplées avec des analyses de laboratoire faites sur échantillons d'eau convenablement traités.
A partir des mêmes données on obtient d'utiles informations sur le
potentiel d'incrustation. La connaissance des potentiels de corrosion-incrustation des eaux facilite le choix des matériaux appropriés pour l'équipement
du puits (voir annexes B, C et D ) .
Dans un puits, il y a débit par suite d'une différence de pression provoquée. Au début du pompage, l'eau descend dans le puits, créant
ainsi une pression différentielle entre l'eau du terrain extérieur et le niveau d'eau dans le puits.
Par suite de ce changement de pression nécessaire au débit du
puits, le C 0 2 dissous s'échappe de l'eau. Lorsque ce gaz s'échappe, les carbonates, et principalement CO3 Ca, précipitent et se déposent autour de la
zone d'entrée d'eau dans le puits. Comme les conditions de départ du CO2
sont plus favorables dans cette zone d'entrée de l'eau, la plus grande partie du dépôt s'accumule comme un ciment sur et autour des crépines. Une incrustation partielle peut s'étendre sur plusieurs pieds (1 pied = 30,48cm]
derrière la paroi des crépines, à l'intérieur du terrain aquifère.
Partant de cette description, il apparaîtra clairement qu'une
réduction de pression est susceptible de réduire l'incrustation. Pour cela,
on considère généralement que cinq facteurs entrent en jeu dans la réduction
d'incrustation dans les puits :
1) Le puits doit être équipé de telle façon que l'eau puisse entrer avec le
minimum possible de résistance et qu'il puisse être développé facilement.
Le développement d'un puits consiste à mettre en oeuvre une ou plusieurs
méthodes pour déplacer énergiquement les silts, sables fins, etc....
de la formation autour de la crépine, pour obtenir finalement des sables
et graviers de dimension plus homogène et bien graduée évitant les entrées
de sable. Le pompage ne constitue pas une méthode de développement efficace
et suffisante à moins de le combiner avec d'autres moyens. Lorsqu'un puits
est correctement développé son débit spécifique est le meilleur possible et
l'on est sûr de ne pas pomper de sable sauf dans des cas très spéciaux.
18
2) Réduction du débit et augmentation de la durée du pompage. On connaît
de nombreux cas où les ennuis ont été bien diminués de cette façon.
On connaît l'exemple où l'on a éléminé une bonne partie des ennuis en
remplaçant une pompe de fort débit»fonctionnant par intermittence, par
une pompe de moindre capacité tournant en continu. Il faut se souvenir
qu'il est économiquement intéressant, aussi bien pour le puits que
la pompe, de concevoir autant que possible l'exploitation en continu
3} II convient de répartir le débit d'exploitation entre plusieurs puits
plutôt que de vouloir tirer un gros débit d'un seul ou de quelques ouvragss.Un groupe de puits légèrement plus petits, correctement espacés,
permet une meilleure exploitation des capacités d'un aquifère. On diminue
ainsi les vitesses d'entrée de l'eau ainsi que le rabattement sur chaque
puits et en même temps on diminue les possibilités d'incrustation tout
en réduisant le coût du pompage.
4) Puisqu'un excès d'oxygène est nécessaire pour que l'incrustation puisse
se produire, on utilisera des packers de fond ou des joints étanches pour
isoler 1'aquifère de l'oxygène atmosphérique si le niveau dynamique est
très au-dessus du sommet de la zone crépinée (ce qui devrait être applicable pour le niveau de l'eau des puits en terrains meubles).
5] L'entretien périodique ou nettoyage est à prévoir dans les secteurs où
l'on sait par expérience qu'il y a des problèmes d'incrustation.
RECHERCHE SUR LA CORROSION-INCRUSTATION
La théorie généralement admise est que la tendance à l'incrustation
ou à la corrosion dépend de la nature et de la quantité des sels minéraux
et gaz dissous dans l'eau. Cette théorie a été récemment contestée. L'étude»
basée sur la théorie électrocinétique s'est orientée vers un effort de compréhension des raisons profondes de l'incrustation et de la corrosion dans le
puits.
A partir de ces recherches on a pu tirer les conclusions suivantes:
1) Lorsque l'eau s'écoule d'un aquifère saturé il y a création d'un potentiel d'électrofiltration.
2) Le potentiel d'électrofiltration joue le rôle d'un catalyseur dans la
formation de l'incrustation dans les crépines (pour supplément d'information se référer à la théorie du potentiel spontané en géophysique).
N.T.
En dehors de l'influence sur 1'incrustation, qui est coûteuse par la
réduction progressive de débit et par les traitements qu'elle entraîne,
les notions rappelées ici ont une incidence économique non négligeable:
- économie de pompage sur un puits de meilleure productivité, qui pour
un débit donné aura une faible hauteur de relevage, donc réduction de
la dépense d'énergie.
- économie d'investissement sur l'équipement de pompage, qui doit fournir par exemple, 10 l./s en continu par rapport à celui qui en donnera
30 en tournant à 1/3 de temps. A noter en outre que la pompe plus importante entraînera éventuellement un surdimensionnement inutile de
l'ouvrage et que très souvent des pertes de charge inexistantes à
10 1/sec apparaîtront à 30.
19
3) L'incrustation se fait uniquement sur les crépines chargées négativement.
4] II n'y a pas d'incrustation si les crépines sont chargées positivement.
Manda, et Edwards disent, que peut être, on pourrait envoyer un
courant dans l'aquifère pour empêcher la formation de dépôts sur les crépines des puits. Le potentiel nécessaire pourrait être fourni par une source
de courant continu fonctionnant en coïncidence avec la pompe. Des recherches
complémentaires devraient préciser l'efficacité de cette approche. Toutefois,
J .S. Fryberger (communication personnelle) dit que cette solution pourrait
éventuellement entraîner plus de dégâts par augmentation de la corrosion
galvanique que d'améliorations par diminution de l'incrustation.
W.H. Walker (communication personnelle) indique que dans beaucoup
de cas l'incrustation provient d'un surpompage sur des puits mal conçus,
mal exécutés ou développés, ou de l'installation d'une pompe surpuissante
par rapport à la productivité du puits. Si le puits est équipé en tenant
compte de l'équation ci-dessous et que l'on utilise une pompe ne produisant
pas plus que le débit Q qui en découle, le potentiel d'incrustation sera
très réduit :
*~ = Ä — V — 7 A»
ex c '
A
avec
L = longueur de la crépine (en pieds)
Q = débit (en gallons par minute)
= Superficie efficace des ouvertures de crépine (en pieds-carrés par pied)
avec superficie efficace = 1/2 de la surface réelle calculée
V c = Vitesse critique (en pied par minute) à partir de laquelle un grain de
sable est transporté *
( En unités S.i. on a L = _' ,,
avec L (en m) ;
A e xV c
Q (en m /s ; V c (en m/s);Ae (m^ d'ouvertures par ml de crépine).
Walker fait ressortir que lorsqu'on pompe un débit trop élevé sur
un puits à faible productivité, on peut provoquer l'entartrage de (ou près de)
l'interface paroi du trou - crépines, augmentant ainsi sérieusement les
pertes de charge sur cet interface.
On doit accorder la plus grande attention à toutes les méthodes
de prévention ou ralentissement de l'incrustation mais dans beaucoup de
cas l'entartrage interviendra tôt ou tard de telle sorte qu'un traitement
sera nécessaire. On pourra généralement faire ce traitement de 3 façons :
1) retrait de la crépine, nettoyage de celle-ci et remise en place ;
N.T. Rappelons l'ordre de grandeur ries vitesses critiques pour des grains de
diamètre : d = 0,1 mm : V c = 2 cm/seconde
d =
1 mm : V c = 10 cm/seconde
d =
4 mm : V = 30 cm/seconde
C
Ces valeurs sont extraites d'un tableau donné par S. COTTEZ (rapport BRGM
DS A26) d'après R.C. SMITH et la Cié W.S. TYLER.
En reportant en diagramme log V c en fonction de log d, les points
bien alignés permettent le tracé d'une droite fournissant les valeurs intermédiaires.
On peut également se référer au graphique de HJULSTROM, donné par A.VATANManuel de sédimentologie - Edition Technip - D'après le graphique de HJULSTROM,
pour d ^ 10 mm : Vc (en mm/seconde-) = 75 d (en mm).
20
2) retrait de la crépine et remplacement
par une neuve ;
3) traitement de la crépine et de l'aquifère avec diverses solutions acides
inhibées, sans retirer la crépine.
On emploie habituellement de l'acide sulfamique, de l'acide chlorhydrique, du chlore gazeux à forte concentration, de l'acide acétique, etc..
On peut également utiliser des dispersants. L'industrie pétrolière a une sérieuse avance dans le domaine de l'évacuation et de l'inhibition des divers
types d'encroûtements.
Vitesse d'entrée de l'eau dans les crépines en fonction de la granulométrie
Vitesse pritique pour un élément n =
Vitesse au delà de laquelle l'élément n est entraîné
1\J-
1
•
*
•
2
y
vitesses :ritiqu<
4
I
i
I
to
10
/
e
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6
y
4 •
J
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2
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—
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M,
0,01
dirr ensiont • desi irair s( nm
•
6
8
0,1
e
e I
Diagramme établi d'après les données de R . C . SMITH et Cie W . S .
rapport BRGM DS 65 A 26
6
S
10
TYLER, citées par S. CCTTEZ,
ANNEXE B
RAPPEL DE NOTIONS DE CHIMIE POUR L'ETUDE DES
PHENOMENES D'AGRESSIVITE, CORROSION, INCRUSTATION
- 2 -
SOMMAIRE
Page
7. LES SOLUTIONS
4
2. AGRESSIVITE
7
27. GinëAaLUU
7
22. Çqnd^qn6_de._llequi^^e.çqAbqnlque:
8
23. ReIatçqn_de._LANGELJER
9
24. M&thodte de. dit2Amincition._d<L VaqttL&itÁ.vÁJjí carbonique.
3. CORROSION
11
14
31. G^níJwZ^í6_i_l'_oxt¿do-rédacXX.qn
14
32. Th£qtáe._He.<^qchÁ^que._de:_pi_cqMq¿¿qn
15
33. CoAAo-ó-coia_dan4_-£^ea£i_ga^e._déóaéA|e_
16
34. Zonjio&Àjm involution
aa¿dz
35. Co^o4^on_da_^e^_en_eatx_d|4aé^ée_4an4_^écxg^a^on_d^_g^odu¿t¿
36« ^°.fyhO¿-iqn_du_^eA_e.n_zaxi
16
16
douce. dé.¿>aé.iíz_a.vzc fconmat<Lon de. j£^.ícÁ.^ÁXÍ6 18
37. Cqwiq¿'Lqn_du_£eA_dayii> le taux a.éAé.eA._ Rôle cíe ¿'oxygène. eX ¿nfalu.- 20
3S. Q¿&Q/LCume.Ek2]pH
du £eA
FIGURE 7. P^óig/icünme d<¿ ¿tabUJjtí thenmodynamique de £'eau
VIGLRE 2 . VAjOLgxarme de. conno&lon du £eA en eau douez d$.&a.éAQ.e
21
- 3 -
FIGURES, TABLEAUX ET DIAGRAMMES HORS TEXTE
Annexe B1 ; Rappel sur la concentration des solutions , tableaux de masses
atomiques, masses molairss et équivalence de concentration en différents degrés.
Annexe B2 ; Abaque logarithmique donnant la force ionique u des principaux
éléments dissous dans l'eau (en mg/1]
Annexe B3 j a) et b] mode de calcul et tableaux de constantes d'équilibres
carboniques
c) constantes des couples acide-base usuels
Annexe B4 ; Abaque de calcul du pH de saturation = pH
ii
-—il-
g
Annexe B5 j Echelle de NernstO tableaux)
Annexe B6 ; Diagramme de corrosion en fonction de la teneur en oxygène
Annexe B7 ; Diagramme de corrosion en fonction du pH
Annexe B8 j Diagramme de Pourbaix
Annexe B9 ; Diagramme Eh-pH simplifié du fer à 25°C
Annexe B10 ; Diagramme Eh-pH du fer avec quelques ions complexes hydroxylés.
- 4-
/. LES SOLUTIONS
Dans l'eau naturelle les sels minéraux sont dissociés en ions et
la solution obtenue, qui conduit le courant électrique, est un electrolyte
:
si l'on place des électrodes dans la solution, les anions à charge négative
se portent sur l'anode et les cations
à charge positive, se portent sur la
cathode.
Les sels sont plus ou moins dissociés : si la dissociation en ions
est totale, la solution sera très conductrice et donnera un electrolyte
fort j si la dissociation n'est que partielle on obtiendra un electrolyte
faible.
Le degré de dissociation dépend de la loi d'action de masse
qui s'applique aux équilibres chimiques entre les divers sels et ions présents
dans une solution, lesquels peuvent réagir entre eux ; pour un équilibre
donné, il existe une constante thermodynamique de dissociation K caractéristique de cet équilibre.
Si l'on met en solution deux composés AB et CD constitués par les
ions A, B, C et D, la solution obtenue renfermera des molécules AB, CD, AD,
BC en équilibre avec les ions A, B, C et D. Afin d'expliciter K, rappelons
que cette constante est égale au produit du rapport de concentration des
ions (cf. annexe B1) par le rapport de leur coefficient d'activité.
Si les ions A, à la concentration m, et B, à la concentration n
réagissent avec les ions C et D à concentration respective, m' et n', la
réaction à l'équilibre s'écrira :
m A
+
1
n B ~7
m'C
+
n'D
2
Cet équilibre signifie que
m
n
la vitesse de réaction dans le sens
1 : V-, = k1 (A) x (B) est égale à la vitesse de réaction dans le sens
2 : V 2 = k2 CC)m'x
n>
-
5 -
Cette égalité M. = V„
„ amène
amène ::
1
1
2
2
(A) m (B) n
k
r
2
k
Pour satisfaire à la loi d'action de masse, il faut faire intervenir l'activité
[a] et non la concentration Ce]des ions mis en jeu :
[a] = (c)f ; f est appelé coefficient d'activité.
Dans l'exemple précédent la loi s'exprime alors :
(A) m (B) n
f
A
f
f
Cf D
B
x
(C) m '(D) n '
= K. (constante thermodynamique de dissociation)
On peut encore écrire :
(A) m (B) n
f
C fD
= K
(C)m'(D)n>
= K' (constante de dissociation apparente)
f
AfB
II est possible de calculer le coefficient d'activité f d'un ion
de force ionique y par la formule de Debye
1+1,
Z étant la charge (ou valence de l'ion) et A étant la constante de température : A - 0,503 à 15°C ; 0,511 à 25°C ; 0,520 à 35°C j 0,61 à 100°C .
La force ionique (u) dès principaux ions en solution dans l'eau
est donnée directement par le diagramme en annexe B2 en fonction de la
teneur exprimée en mg/litre. On peut également la calculer pour un ion
quelconque à partir de la formule :
u = 0,5
(^ Z 2 + C 2 Z^
+ C 3 Z^ etc
)
C , C„, C correspondent aux concentrations molaires des ions de valence
Z., Z„, Z etc.... Par exemple, dans une analyse d'eau, on sait que pour
COgH" monovalent, la solution normale à.une mole/litre contient 61 g litre
de COgH j de même pour Ca
bivalent la solution normale est de 40 g/litre ;
si l'analyse donne 61 mg/1 de CD H" et 80 mg/1 de Ca
on aura :
- 6-
p o u r CO „ H " la c o n c e n t r a t i o n sera
à
++
pour Ca
fi *1
bi.UUU
ñn
p . -__
la concentration sera
=10
—r-\r?
— *^
; u = 0,5 (10 x 1 ) = 0,0005
— *^
= 2x10
— *^ *?
; u = 0,5(2x10
x2 )=0,004
40.000
Des tableaux donnent les constantes K et K' ainsi que leurs variations en fonction de la température, (voir annexe B3). Les tables donnent
plus souvent le cologarithme pK. des constantes K , par analogie au pH, cologarithme de (H ), qui est bien connu.
Rappelons que dans l'eau pure : K D = 10
(H ) = (OH ) = 10
-14
à 23° et pKe = 14 ¡ avec
moles/litre. En milieu acide (H ) augmente, donc la va-
leur absolue de l'exposant diminue et en milieu basique c'est l'inverse.
Par convention, on prend la concentration en ions H , ou potentiel d'hydrogène = pH pour mesurer l'acidité ou la basicité d'une solution. Ce cologarithme de (H ) est de 7 pour une solution neutre, inférieur à 7 pour une solution acide et supérieur à 7 en milieu basique.
- 7-
2. AGRESSIVITE
27.
Les eaux naturelles sont des solutions ioniques contenant :
- un certain nombre d'ions et molécules conditionnant l'équilibre carbonique,
à savoir l'hydrogène H , l'ion hydroxyie OH t les carbonates C0_ et bicarbonates HCO3 , le calcium Ca et l'acide carbonique C0 3 H 2 = C 0 2 + H 2 0
- des ions sans rapport avec l'équilibre carbonique : Mg , Na , K , Cl ,
SO4 etc...
- des gaz dissous : 0 2 , H 2 S, N etc
Dans une solution, il existe une relation de conservation des
charges électriques des divers ions de telle sorte qu'il y ait égalité des
charges de sens contraire entre cations (ions métalliques)et anions :
P+
H+
+ 2 Ca + +
OH" + HCO3
+ 2 Mg + +
+ Na + + K + , etc
+ 2 C0 3 = + Cl" + 2 SO*
v1
N~
+ etc
On désigne par P + et N~ la somme des charges des éléments étrangers à l'équilibre carbonique. Pour ceux qui conditionnent cet équilibre,
les réactions sont régies par les constantes thermodynamiques de dissociation (ou d'ionisation) K ¡ ainsi pour l'eau :
H20 - ^ _ H +
+
OH" ; et
(H+)X(OH
~ ) • Ke
(H 0)
(1)
2
comme la concentration en molécules d'eau est constante, on a
+
-14
(H ) x (OH ) = Ke = 10
à 23°C ; cette valeur augmente avec la tempé-14. Q"3
-19
74
rature : à 0°C Ke = 10 ' ; à 100°C
Ke = 10 '
Les autres ions de l'équilibre carbonique donnent les réactions
suivantes :
(CO H )
C0H
~* H °+ C° °U
S
et
- B (C0 H ]
3 2
— , „ _ -, = K. ou
est constante dans une solution
(C03H2) = K„ x (C02)
C 0 3 H 2 ~t-
C03H" + H+
et
(H+)x(C03H~) = K /] x (COgH^
(3)
CO H~ ~t-
C03
+ H+
et
(H + )xCC0 3 )
(4]
= K 2 x (COgl-f)
_3
A 25°C la valeur des constantes est K R = 10 ;
-R ^4
-in ?q
= 10 '
; K 2 = 10 '
; ou encore pKe = 14 ; pKg = 3
K1
pK
= 6,34 et pK2 = 10,29 (voir Annexe B3).
Pour tenir compte de l'influence des autres ions présents dans
l'eau, on utilisera en pratique K' K' K' etc....
avec
pK' = pK - e , pK.' = pK' - e, etc....
6
6
II
e représente la correction à appliquer en fonction de la somme
des forces
ioniques u des divers ions en solution, et l'on calcule e à partir des for/LT
mules suivantes (voir Annexe B3a) : pour pK', e =
1 + 1,4/7
v,
pour pK.' : e
2
^û
„.
; pour pK
1+1,4/û~
: e=
S
22.
Dans une eau naturelle le C0„ peut être lié aux carbonates, aux
bicarbonates ou non combiné : c'est le C0„ libre. Dans une eau donnée, il
existe une certaine proportion de CO libre nécessaire au maintien en solution des ions C0~ et COgf-f : c'est le C0 2 équilibrant = C0 2 éq. ; si la
teneur en CD libre est inférieure à C0„ éq., des carbonates et bicarbonates
pourront précipiter et l'eau sera alors incrustante ¡ si au contraire C0 ?
libre > C0 2 éq., le supplément est du C0„ agressif,qui rendra donc l'eau
agressive vis à vis des carbonates.
Les auteurs ont étudié l'équilibre carbonique dans les eaux naturelles en représentant sur divers types de graphiques l'évolution des
éléments qui conditionnent celui-ci : H , OH , C0~ , HCO , Ca
et C0QH
;
ces diagrammes sont tracés avec pH en abscisse et C0„ total en ordonnée, ou
++
Ca
en abscisse et CO- total en ordonnée avec
Ca++ - 1 HCO¡ + COÏ+ ^ÏL^LJL + £ ¿ J L
C0 2 total = HC0~ + CO 3 H 2 + CO^
Sur ces graphiques avec N et P constants (E constant) on obtient
un point représentatif de l'équilibre carbonique d.'une eau donnée.
- 9 -
23.
A partir de l'équation (4) de dissociation des bicarbonates et
de l'équation (5) LANGELIER écrit :
(H+]
X ( C
° ^ - K' avec pK' = P K 2 - 2
e
2 ^S"3
K
—
CCa
(H+)
) • K'
S
d'où il tire :
pH = pK 2
- pKs - log (CO3H~) - log (Ca ++ )
[6]
Le pH ainsi obtenu par Langelier est appelé pH de saturation = pHs .
Dans une eau naturelle :
si le pH mesuré < pHs, l'eau est agressive
si le pH mesuré > pHs, l'eau est incrustante.
L'eau dont le pHs = pH mesuré est donc en équilibre carbonique.il
ffiT
est facile de calculer le pHs de l'équation si l'on connaît pK.' et pK* ;
¿L
Ces constantes sont tabulées à partir de
de la température et de la correction e,
forces ioniques u des sels dissous, donc
liter la détermination de pHs, Langelier
++
S
pK„ et pK , qui varient en fonction
elle-même fonction de la somme des
du résidu sec de l'eau. Pour facia établi un abaque avec températures
3
en degrés Fenenheit et Ca
et CCLH exprimés en CO Ca,qui a été repris en
France en ramenant les courbes de température en degrés cslsius (°C).
Nous donnons en annexe B4 un abaque pour déterminer le pHs qui a
été établi sur les bases suivantes :
a] recherche de la valeur moyenne de la force ionique u à prendre en compte
à partir du calcul de u sur la totalité des ions de 29 analyses d'eau
d'origine différentes, dont le résidu sec varie de 0,5 à 6 grammes/litre.
- 10 -
Les valeurs obtenues sont très bien regroupées autour d'une droite dont la
pente correspond à : u = 22,5 x 10
— fi
R.S. (R.S. étant exprimé en mg/litre)
alors que la valeur de u adoptée dans les tables de LARSON et BUSWELL en
—R
annexe B3a est de 25 x 10
R.S.
b) la correction e est calculée pour des résidus secs de 10, 25, 50, 75, 100,
150, 250, 500, 750 et ensuite tous les 250 mg
2/û
en prenant pour pK„ : e =
..
/
et p
pour p
pK
1+14/û"
1+1,4/û"
c) les valeurs de K„ et K
jusqu'à B grammes/litre
S
e
e =
=
4/û"
1+3,9/ù"
sont déterminées graphiquement tous les 5°C à
partir des valeurs données tous les 10°C dans les tables de LARSON et
BUSWELL. On en tire pK 2 , pK , puis pK„ et pK
s
dant à pK„ - pK
et enfin le pHs correspons
¿.
à O C pour tous les résidus secs choisis ; les courbes
suivantes à 5°C, 10°C, e t c . . sont parallèles à la première et il suffit
donc de calculer la distance entre 2 courbes successives, qui correspond
à la différence de pHs entre ces 2 températures, pour une seule valeur
de résidu sec.
On notera que pHs varie beaucoup plus en fonction de la température de l'eau que de sa minéralisation ; une légère erreur sur la somme
des forces ioniques réelles ou sur la formule de calcul d'e, sera donc sans
conséquence. Par exemple, entre 10°C et 50°C le pHs de l'eau va croître de
0,8 tandis qu'entre 100 et 1500 mg/1 de résidu sec le pHs ne croîtra que
de 0,07 et entre 100 et 5000 mg/1 le pHs n'augmentera que de 0,059.
L'abaque en annexe B4 donne aussi le pHs correspondant aux te++
neurs en Ca
-
, C0 H
=-
et C0
exprimés directement en mgr. par litre.
Exemple de calcul de pHs
II suffit de disposer des résultats d'analyses ci-après : température^pH
(mesuré in situ) teneur en Ca
'
et en C0„H
3
(ou T.A.C.) et résidu sec.
Sur une source captée pour la ville d'Alès (Gard) l'analyse donne:
T° = 11,5°C ; pH = 7,25 ; Résidu sec = 4;?8 mg/1
Ca + + = 80 mg/1 et COghf = 164,7 mg/1.
- 11 -
a] Gn peut calculer pHs à partir de la formule de Langelier (6] :
pHs = pK2 - pK's - log [CO H~) - log (Ca ++ )
•
pK
i
et pK
sont tirées des tables en annexe A3 par recherche entre les
valeurs données à 10°C et 15°C et entre 250 et 500 mg/1 de résidu sec -,
une approximation rapide donne :
pK^
= 10,300
et
pK^
pour (CCLH ) et (Ca
=
7,887
), en molécule-gramme dans la formule (6), on trans-
forme les valeurs de l'analyse données en mg/1.
pour C0 3 H~ : ^
pour C a + +
4
^
Q
:4Q°Qno
= 0,0027, dont le log = - 2,569
= 0,002, dont le log = - 2,699
On obtient donc :
pHs = 10,300 - 7,887 + 2,569 + 2,699 = 7,68
b) L'utilisation de l'abaque (annexe B4) est plus rapide :
- sous la courbe 10°, en évaluant 11°5 en face de 428 mg de résidu sec
pris en abscisse , on lit en ordonnée le pHs correspondant = 2,41
- sur la courbe Ca, en face de l'abscisse 80 mg, on lit en ordonnée :
pHs = 2,70
- sur la courbe C0„H, en face de 165 mg en abscisse, on lit en ordonnée :
pHs = 2,57
La somme de ces 3 valeurs : 2,42 + 2,7 + 2,57 = 7,68 est identique à celle obtenue par le calcul.
Le pHs = 7,68, supérieur au pH mesuré = 7,25, indique donc que l'eau serait
agressive.
24. M^^du_dz_d^&/unúia^on_dz_¿'aQKUA'Lv¿tí ccuiboyúquz
Outre W.F. Langelier, un certain nombre de chercheurs ont étudié
la détermination de l'agressivité de l'eau et M. R. Brémond a fait une analyse comparée de ces différentes méthodes, dont on peut retenir les éléments
résumés ci-après :
- 12 -
- Tillmans travaillant sur les eaux carboniquement pures, sans tenir compte
de l'influence des éléments étrangers à l'équilibre carbonique, a élaboré
un diagramme avec l'acide carbonique libre en ordonnée et 1/2 CCLH en
abscisse [en mg/1), sur lequel il trace une courbe d'équilibre en fonction
du pH. A partir du point représentatif de l'eau réelle il détermine les
conditions de neutralisation, soit addition de calcium si l'eau est agressive, soit aération si elle est incrustante.
- Franquin Marécaux présente un diagramme qui tient compte de C 0 3 ¡ il porte
en ordonnée C0~ + 1/2 CO H , en abscisse 1/2 CO H* + CD H (concentration
d
d
d
_d z + +
en m. moles/litre], et trace la courbe d'équilibre (CO ) (Ca
) = K
La force ionique des autres éléments n'est pas prise en compte.
- Ch. Hoover, reprenant la méthode de Langelier a imaginé un nomogramme pour
le calcul du pH de saturation = pHs
- Hallopeau et Dubin ont inventé un diagramme avec l'alcalinité (en Ca 0
ou CCL Ca en mgr/litre) en abscisse logarithmique et pH en ordonnée arithmétique. Les auteurs s'inspirent donc de la formule de Langelier avec 2 simplifications :
- log K
s
- log K
+ 9,2 = C (constante en fonction de T° et R.S.]
¿
++
- les concentrations en CO H
et Ca
sont souvent tres proches sur les
ô
(CO3H~
eaux douces, donc
— —
(Ca
- (log (CO H ) + log (Ca
m
(CO H")
sfe 1. En posant log
= m
le terme
(Ca + + )
)
) ) peut s'écrire - 2 log (CO H ) + m, avec
le + souvent négligeable.
Le pHs obtenu par les 2 auteurs est donc un peu moins précis que
celui de Langelier, mais leur diagramme comporte un réseau de droites d'éguifC0 3 H )
libre de C0„ libre, une droite de saturation de référence (T=15 C et
• =1)
++
et il permet de trouver facilement les différentes formes de CO
(total,
libre, agressif, équilibrant] et de déterminer les produits de correction
pour l'exploitant.
Le professeur Girard trace deux types de graphiques carboniques
log 1/2 (C0 3 H 2 ) et log (CO*) en fonction de log 1/2 (COgl-f), ainsi qu'un
abaque simplifié pour le calcul de la correction e à partir d'une formule
/û"
unique pour les différentes constantes K : e -
1+0,9/ü
- 13 Cet abaque est par ailleurs intégré dans un nomogramme qui permet d'obtenir
le pHs et le C0 3 H 2 équilibrant.
L'application de cette méthode n'est pas très simple et la température n'est pas prise en compte. Le pHs obtenu à partir de l'annexe B4
est plus précis et les exploitants préfèrent habituellement utiliser la méthode d'Hallopeau et Dubin pour la correction éventuelle des eaux de distribution.
- 14 -
3. COKROSJON
3Í.
Selon les conditions, l'eau peut être réductrice, si elle cède des
électrons, ou oxydante si elle capte des électrons. En présence de l'eau,
un oxydant libère de l'oxygène tandis qu'un réducteur va libérer de l'hydrogène. Dans les 2 cas, il y aura dégagement gazeux si la pression de
l'oxygène ou de l'hydrogène produit est supérieure à la pression atmosphérique.
L'electrolyse de l'eau avec des électrodes de platine provoque
des phénomènes d'oxydo-réduction avec dégagement d'oxygène et d'hydrogène aux
électrodes,qui possèdent un potentiel déterminé E, mesurable en volts.
La dissociation chimique de l'eau en ions H et OH , se fait
selon la réaction I-LO •«— H + OH ; il y aura neutralité acide-base si
(H ) • (OH ) , c'est-à-dire concentration molaire identique des deux ions,
avec pH • 7 . De même la décomposition électrolytique de l'eau selon la
réaction 2 H 2 0 •*— 2H„ + 0„ sera neutre du point de vue oxydo-réduction si
la pression de l'oxygène libéré est égale à celle de l'hydrogène libéré.
Cette neutralité correspond à une pression de 10 bars, et par analogie
avec le pH, on prend par convention le cologarithme rH de la pression d e
l'hydrogène, avec rH = 2 7 pour la neutralité d'oxydo-réduction.
Les diagrammes fig.1 illustrent ces différents domaines d e
neutralité acide-base et oxydation-réduction d e l'eau.
E ( volts)
E (voltt)
+ 0,8
stabilité
thermodynamique
de l'eau sous 4 bar
• 0,4
0
^•*
-0,4
-0,8
courbe de dégagement
d'hydrogène
-
I
I
I
I
I
3
Figure 1 -
I
9
I
7
I
9
I
II
milieux
réducteurs —4
basiques
I I
13 15 pH
I I I I
9
R 13 15 pH
Diagramme de stabilité thermodynamique de l'eau
- 15 -
32.
Au contact ds l'eau la dégradation, ou corrosion du métal, est
d'origine électrochimique ; il y a ionisation anodique, ou oxydation par
départ d'électrons du métal. Pour le fer on a :
—•
Fe *—
L'ion Fe
++
Fe
+ 2e .
entre en solution dans une proportion qui dépend de la nature de
1
I electrolyte de la température et de la pression. A l'équilibre il existe une
différence de potentiel mesurable avec un voltmètre branché entre le métal et une
électrode de référence placée dans la solution : cette différence de potentiel
est appelée potentiel de dissolution ou potentiel d'électrode.
Le potentiel normal d'électrode E
est obtenu avec une solution
normale des ions du métal (contenant un ion-gramme de métal par litre, par
exemple 55,85 g/litre pour le fer).
Plus généralement, si la concentration est (C), et la charge = ±
(ou valence) .
à 25°C on a :
°' 0 5 8 2 log (C)
z
Pour le fer :
E = EQ
EP
+
(formule de NERNST)
<= - 0,440 + 0,029 log (Fe++)
r* S
Pour l'hydrogène :
E,, = E,, + 0,0582 log (H+) j comme E,, = 0 par définition :
H
Ho
no
E u = 0,0582 log (H+) * - 0,06 pH
M
Les tables en annexe B5 (échelle de NERNST) indiquent la valeur
du potentiel d'équilibre ou potentiel d'oxydo-réduction, par rapport à
l'électrode d'hydrogène prise comme référence, d'un certain nombre d'éléments simples et alliages.
- 16 -
33.
L'eau pure à pH = 7 se décompose en H
et OH
selon la réaction
équilibrée :
H o"*- Ohf + H + , avec (H+)x(OH~) = 1 0 ~ 1 4
Si l'on plonge dans l'eau pure une plaque de fer à surface hétérogène, des plages anodiques et cathodiques apparaissent à la surface créant
ainsi des micropiles
; l'eau est décomposée et :
- sur les plages anodiques le fer ionisé passe en solution
- sur les plages cathodiques les ions (H ) sont réduits et l'hydrogène se
dégage.
Pour que l'hydrogène se dégage, il faut que le potentiel de la
cathode soit inférieur à celui de l'anode de 0,063 volt. Le fer peut alors
passer en solution, et comme l'ion (Fe
) augmente (H ) diminue, donc pH
augmente. Le phénomène s'arrête lorsque
E p e = - 0,06 pH ou log (Fe ++ ) = 15,17 - 2,07 pH
L'étude quantitative montre que dans une quantité d'eau limitée,
avec un échantillon de fer en excès, au repos et à la température ordinaire,
la solution obtenue a un pH = 9 et elle contient environ 0,35 mg/1 de fer.
Cette solution est limpide car l'hydroxyde ferreux formé ne peut précipiter,
puisque son produit de solubilité, (Fe
)x(0H )
= 10
'
, n'est pas atteint.
34. Conxo&ion en ¿oùition acÀdz
L'expérience de corrosion en solution acide montre que 1'attaque
du fer est proportionnelle à l'acidité totale de la solution.
35. CoMo&ion_fa_fc<QjLnjLC^_dz&a:ttáz_&q:M
Dans une eau carboniquement pure, c'est-à-dire ne contenant que
les ions ( C a + + ) , (COg), (CO H I , ( C O ^ ) ,
avec (CO
total) constant et (Ca
des ions (Fe
(H+) et (0H~) si l'expérienee est faite
) invariable, à la fin de l'expérience
) apparaîtront dans la solution. Si le pH < 8,3, on peut né-
gliger l'ion (C0~) et au pH d'équilibre on a : (CD H.) = 2 x 10 13 (H + ) 2 et une
concentration en fer : (CO H J
= 2 (Fe
).
- 17 -
La totalité du CO H
libre est donc corrosif, et après corrosion le pH d'équi-
libre est donné par l'équation :
2 x 1 0 1 3 ( H + ) 2 = (CQ 3 H 2 ) ou pH = l° ë t2x10 13 )-log(CO.H 2 )
2
et la concentration en fer
(Fe
++
)=
35 J. Produit
Le produit de solubilité de (Fe ++ ) (0H~) 2 est de 1 0 " 1 4 ' S 3 = 2,35 x 10~
est assez rarement atteint, donc l'hydroxyde ferreux ne précipite pas.
Par exemple sur l'eau d'un puits de Libreville, M» Brémond calcule ainsi cette caractéristique. L'analyse a donné 64,2 mg/1 de CO
libre =
1,46 x 10~ 3 mole/litre. Le fer attaquable a été calculé (Fe ++ ) = 1/2 (CO H 2 ) =
1
'46
X 1D
" 3 = 0.73 x ID' 3 mole/1.
2
On calcule le pH d'équilibre :
PH
éq = l p g [2X
1
° 1 3 ] - l Q g M ' 4 6 * 1 ° " 3 ) = 8.06
2
Donc (H+) = lo" 8 ' 06 et (Oh") 2 = 10 -8.06
'fll = lO" 5 ' 94
806
++
Le produit (Fe ] (OH") est égal ici à :
(0,73 x 10
) x (10
D
'^)^
= 1,04 x 10
< 2,35 x 10
Le produit de solubilité n'est donc pas atteint, c'est-à-dire qu'il n'y aura
pas formation de précipité.
352.
VKoduJjt dz bolubiLctt du. tanbonato.
Le produit de solubilité du (C0 ) (Fe ++ ) = 2,7 x 10~ 1 °
Sur la même eau de puits de Libreville, (C0 ) est tirée d'un dia«J
gramme en fonction du pH éq après corrosion et de la valeur de 1/2 (COqH~)
donnée par l'analyse j on a CCQ~] = 0,03 x 10~3 mole/1 et (Fe ++ ] = 0,73 x 10
mo.l
- 18—
fi
Le produit de ces deux concentrations donne 2,2 x 10
— 10
> 2,7 x 10
Le carbonate ferreux peut donc précipiter, mais l'agressivité n'en
sera pas réduite et la corrosion se poursuivra.
353. VKoduJLtfaj>qbdbUJjtz_du_avibona£<L_d& calcMm
On a (CCU
(Fe ++ ) = 0,48 x 10~ 8
=
-3
Sur l'eau de Libreville on a vue que CCO ) = 0,03 x 10
lyse donne (Ca ++ ) = 50,4 mg/1 = 1,26 x 10~
et l'ana-
mo./l.
Le produit (CCL) (Fe ++ ) = 3,78 x 10" S
> 0,48 x 10~ 8
Après attaque du fer, le CD^Ca pourra donc précipiter et protéger
1
'
'
'
o
'
'
"
•
i
• i
•
• i
-
le métal pour arrêter la corrosion
En résumé, après corrosion du fer par une eau agressive, il y aura
ralentissement, puis arrêt de la corrosion, si CO Ca peut précipiter.
On a constaté que les eaux qui ne peuvent pas déposer
de CD Ca après corro-
sion sont celles dont la dureté est inférieure à 1,8°F = 0,36 méq = 7,2 mg/1
de Ca
avec (CO
total) < 2 m.mo.l.
36. C
Le professeur Girard construit un diagramme avec pH en abscisse et
2
CD
total de l'eau en ordonnée. Sur ce diagramme 3 courbes sont reportées :
- une courbe A qui détermine la limite de la zone agressive aux carbonates
(à gauche) et incrustante (à droite).
- une courbe C qui sépare également les eaux corrosives (à gauche) des eaux
non corrosives (à droite). Ces deux courbes se recoupant au point M déterminent quatre zones
:
AC : zone d'agressivité et de corrosivité ; A : zone
d'agressivité uniquement ; C : zone de corrosivité uniquement ; N : zone sans
agressivité ni corrosivité.
- à partir du point M, une troisième courbe (Ca
) = 1,8°F détermine une li-
mite au-dessus et à droite de laquelle les eaux deviennent calcifiantes après
corrosion. Lorsque le point représentatif d'une eau 1 se situe dans cette
- 19 -
(Cat«)
I,8°F
A
COjtotol
en millimole/litre
4 i
I
Figure 2
sous-zone, on constate :
- au depart le fer s'ionise et passe progressivement en solution
- corrélativement [H + ] diminue, donc pH augmente jusqu'en m,où le carbonate
ferreux précipite j à partir de m le CO
total diminue et la corrosion
se poursuit
- la corrosion s'arrête lorsque [Fe++J atteint la concentration 10
[H }
c'est-à-dire au point _n, sur la courbe C,qui correspond à une constante
-6
mole/litre.
du C0 2 libre = 10
En résumé : Sur le diagramme CCL total en fonction du pH les courbes A et
C déterminent les 3 zones d'agressivité et de corrosivitê et la zone N où ces
2 phénomènes n'existent pas j le domaine de corrosivitê AC + C est lui-même
divisé en deux sous-zones par la courbe (Ca
} = 1,8°F au-dessous et à gau-
che de laquelle le CO Ca ne peut se déposer après corrosion, tandis qu'il
y aura dépôt de CO Ca et finalement arrêt de la corrosion à droite de cette
courbe.
- 20 L'agressivité totale est proportionnelle à (CD H ) initiale et la
vitesse d'attaque du fer au début est proportionnelle à
:
CCO H ]
, donc à la concentration en ions (H ]
37. Cofuioilon du
de. ^
Dans les eaux aérées, l'oxygène joue le rôle de dépolarisant de
la cathode, et il se combine a l'hydrogène pour donner de l'eau j le pH ne
peut donc augmenter et l'ionisation du fer va se poursuivre tant qu'il restera de l'oxygène.
En présence d'oxygène il y a formation d'hydroxyde ferrique Fe(0H)„
qui précipite très facilement puisque son produit de solubilité est très
faible.
CFe + + + ) (OH-Î3 = 1 0 " 3 8 ' 2 5
Selon les cas, l'hydroxyde ferrique formé est colloïdal, colorant
l'eau en rouge, ou cristallin ; sous forme cristalline il peut se déposer
sur le métal et arrêter la corrosion. Si le dépôt d'hydroxyde ferrique est
hétérogène et poreux il y aura aération différentielle sur le métal (effet
Evans) provoquant des piqûres du métal.
L'action de l'oxygène varie selon le pH de la solution :
- en milieu fortement acide, avec pH < 4,5, l'hydroxyde ferreux Fe (0H") 2
formé reste fortement soluble et la corrosion se poursuit
- en milieu alcalin, avec pH > 10, Fe (0H~)
est insoluble et forme un re-
vêtement protecteur qui réduit progressivement la corrosion
- avec 4,5 < pH < 10, ce qui est le cas de la plupart des eaux naturelles,
le taux de corrosion varie selon la teneur en oxygène, le pH et la température. La figure B6 montre l'évolution du taux de corrosion en fonction
de la teneur en oxygène, avec pH = 7 et B. La figure B7 illustre les
3 domaines du taux de corrosion avec 0 = 5
cm^/litre ; le taux est de
plus en plus fort lorsque pH descend au-dessous de 4,5, il est stable
pour pH compris entre 8 ou 9,5, selon que la température est de 40°C ou
22°C, et décroissant pour les pH supérieurs.
- 21 Les ions Na + ; K + , Mg + , Cl
SO"
N 0 3 , etc
étrangers à l'équi-
libre carbonique, contribuent à relever le pH d'équilibre d'une eau naturelle,
donc à déplacer vers la droite sur le diagramme (fig.2) les courbes-limites
d'agressivité et corrosivité.
Les sels dissous modifient la structure des dépôts de carbonates ou
d'hydroxydes et ceux-ci exercent une moins bonne protection du métal.
38.
381. WLagfuumz de.J>OUKBAlX
M. Pourbaix a étudié les conditions d'équilibre entre le fer et
les divers composés obtenus lorsque le métal entre en solution dans l'eau.
Son diagramme de potentiel d'électrode Eh (par référence à l'électrode d'hydrogène), en fonction du pH, détermine la zone de corrosion du fer selon la
—R
concentration de celui-ci dans la solution ; en prenant (Fe) = 1 0
= 0,05Bmg/l
comme teneur limite inférieure pratique de corrosion le diagramme de Pourbaix
(voir figure B8) délimite 3 zones :
- la zone de corrosion (pH faible, Eh élevé)
- la zone de passivité (Eh faible) dans lequel
le fer nu se trouve protégé,
c'est le domaine de la protection cathodique
- la zone de passivation (pH et Eh élevés) dans laquelle le fer se trouve
recouvert d'un film protecteur : c'est le cas du fer dans le béton ou d'un
milieu oxydant alcalin (inhibiteurs chimiques).
382.
3821 - Diagramme simplifié
Le diagramme de Pourbaix découle de diagrammes plus complets illustrant les divers domaines de répartition de l'ion métal et de ses composés.
A titre indicatif nous empruntons à M. Treuil (Réf. bibl. N° 23) le diagramme
simplifié du fer et de ses principaux hydroxydes (cf. fig. B 9 ) :
a) : Limite de stabilité du fer métal et de l'hydroxyde ferreux Fe(0H)g
A 25°C sous une pression de 1 bar, la limite considérée est :
Eh = - 0,047 - 0,059 pH
La droite 'A) dont j'ordonnée à pH = 0 est. - 0,047 a une pentR c,=> - 0,059 pH
- 22 -
b) : Limite
de stabilité entre hydroxyde ferreux Fe (OH),, et ferrique Fe(QH) 3
L'équilibre entre les 2 formes d'hydroxyde est défini par l'équation :
Eh = + 0,271 - 0,059 pH et la droite B
correspondante, de même
pente que A aura + 0,271 pour ordonnée à pH = 0
c) : Limite de stabilité entre Fe
++
et Fe
+
L'équilibre entre le fer bi et trivalent dépend de Eh non de pH
+++
f FP
Eh = + 0,771 + 0,059 log
1
(Fe++
Lorsque les concentrations en Fe
C
et Fe
sont égales, la limite
est une droite parallèle à l'axe des abscisses à Eh = + 0,771 .
+++
On aurait
= -|03 (courbe
Eh = + 0,948 si - ~ j
L
+
(Fe
)
Eh = + 0,594 si IÊ?
(Fe
]
= 10~3(courbe
]
C" )
]
d] : Limite de stabilité entre Fe
Dans la réaction Fe (0H) 3 ^ —
C
et 1'hydroxyde ferrique Fe (0H)
Fe
+ 3 0H~ les constantes d'ionisation
+++
entre Fe
et 0H
donnent :
log (Fe + + + ) = 6.176 - 3 P H
ou : P H - 6,176 - log (Fe* ++ )
3
Si la concentration de (Fe
] = 1 , on aura pH = 2,059
=10" 4 ,
"
= 3,39
=10" 6 ,
"
= 4,059 .
Ces valeurs déterminent les droites D o . j D i , et D parallèles à
l'axe des Eh au-dessus de Eh = + 0,771 , et dont les abscisses correspondent
aux valeurs des pH 2,059 , 3,39 et 4,059 j cette dernière valeur de 4,059
fF
+++
1
étant retenue comme limite pratique de —
-(•Fe+ +
= 10
)
- 23 -
e) : Limite de stabilité entre Fe
et l'hydroxyde ferrique Fe (OH)^
Cette limite est régie par l'équation :
Eh = 1,11 - 0,059 log (Fe ++ ) - 0,168 pH.
En prenant les concentrations (Fe+ ) = 1, 10"
et 10
, on obtient
les équations des droites D' , D 1 et D'.avec
Eh = 1,11 - 0,168 pH
pour
D1
ù
Eh = 1,346- 0,168 pH
pour
D'j
Eh = 1,464- 0,168 pH
pour
D1
f) : Limite de stabilité entre Fe
et l'hydroxyde ferrique Fe (0H) 7
Cette limite correspond à log (Fe ++ ) = 15,4 - 2 pH . Pour (Fe ++ ) respectivement égal à 1, 10~ 4 et 10~
on trouve pH = 7,7, 9,7 et 10,7,qui
donnent les segments de droite parallèles à l'axe des y D" , D",. et D"
avec a = 7,7 ; 9,7 ; 10,7.
3822 - Diagramme plus complet
M. Treuil donne également le diagramme Eh - pH du fer (cf. fig. B10)
comportant quelques ions complexes hydroxylés.
Les hydrogéologues anglo-saxons utilisent assez couramment de tels
diagrammes pour l'étude des eaux. Eh et pH sont mesurés sur le terrain et le
point obtenu sur le diagramme donne un premier aperçu des caractéristiques de
l'eau :
- généralement les eaux profondes moins oxygénées, ont un Eh proche de 0 ou
négatif tandis que les eaux plus proches de la surface ont un Eh positif.
- selon la position du point par rapport à la limite oblique Fe ++ - Fe (OH)
on note une tendance plus ou moins marquée à la corrosivité, qui croit de
droite à gauche, à l'inverse des pH.
ANNEXE B 1
LA CONCENTRATION d'une solution s'exprime de plusieurs façons :
a) en molécules par litre; Par convention la masse atomique d'un élément
est celle d' un atome-gramme = 6,023 x 1023 atomes (nombre d'Avogadro).
La masse moléculaire, somme des atomes constituant la moléculetcorrespond donc
à une molécule-gramme ; pour quelques sels fréquents dans l'eau, celle ci est de : 58,45 gr pour Cl Na, 100,1 pour CO Ca, 246,5 pour Mg SO. 7H 0,etc.
On dira qu'une solution de Cl Na a une concentration moléculaire (ou molaire)
ou d'une molécule par litre si elle renferme 58,45 gr de Cl Na par litre, et
la solution millimoléculaire contiendra 58,45 mgr/1 = 1 millimole.
NOTA : L'écriture entre parenthèses ou entre crochets d'un ion (A) ou [AJ
traduit une concentration en mole/litre (molaire).
équivalent-gramme /litre
b) eo équivalent par litre; Concentration en
pour Na Cl = -£§¿5. = 58,5 g/litre ¡ pour CO Ca = —
ö
1
2
; ex :
valence
= 50 g/litre.
Dans les analyses d'eau on utilise couramment le milliéquivalent par litre
(mé ..) qui correspond à i n a o d'équivalent-gramme/litre soit 58,5 mgr/1
pour Na Cl, 50 mg/1 pour C0 Ca, etc....
c) le degré français °F ; 0,2 méq ¡ Exemple, le titre alcalimétrique complet
(T A C) ,qui représente la somme des alcalis libres dans l'eau (OH + CO + CO H ~ ) ,
*J
s'exprime généralement en °F. Pour traduire les formulations différentes,
rappelons : 1°F = 0,2 méq = 6 mg/1 C0 =,=12,2 mg /I CO H~, = 10 mg/1
C03Ca = 5 , 6 mg/1 CaO
d) Pour mémoire ; 1°F = 0,56 degré allemand = 0,7 degré anglais.
(page suivante, tableaux extraits du Mémento technique de l'Eau de la
Sté Degrémont, éd. 1974, qui donnent les masses atomiques, moléculaires
et les valeurs de concentration de solutions).
• •«/ •
3
ANNEXE B 1 (suite)
MASSE ATOMIQUE DES PRINCIPAUX ÉLÉMENTS
Élément
Symbole
Valence
Masse atomique
Al
Ag
As
N
Ba
Br
Cd
Ca
C
Cl
Cr
Co
Cu
Sn
3
26.98
107.87
74.92
14.007
137.34
79.91
112.40
40.08
12.011
35.45
52,00
58.93
63,54
118.69
55,85
19.00
1.008
126,90
6,94
24.31
54.94
200.59
95.94
58.71
196.97
15.999
30.97
196.09
207,19
39,10
ÉVALUATION
DE LA CONCENTRATION DES SOLUTIONS
(valeurs des différents degrés)
Aluminium
Argent
Arsenic
Azote
Baryum
Brome
Cadmium
Calcium
Carbone
Chlore
Chrome
Cobalt
Cuivre
Étain
Fer
Fluor
Hydrogène
Iode
Lithium
Magnésium
Manganèse
Mercure
Molybdène
Nickel
Or
Oxygène
Phosphore
Platine
Plomb
Potassium
Radium
Silicium
Sodium
Soufre
Strontium
Titane
Tungstène
Uranium
Zinc
Fe
F
H
|Li
Mg
Mn
Hg
Mo
Ni
Au
0
P
Pt
Pb
K
Ra
Si
Na
S
Sr
Ti
W
U
Zn
1
3-5
3-5
2
1
2
2
4
1
3
2
1-2
2-4
2-3
1
1
1
1
2
2
1-2
6
2
1-3
2
3-6
2-4
2
1
2
4
1
2-6
2
4
6
6
2
226
28.09
22.99
32.06
87.62
47.90
183.85
238.03
65.37
Nota. Ces masses atomiques, arrondies A la seconde décimale, sont conformes a la
Convention Internationale de 1961 admettant que la masse a'omique du Carbone " C
est exactement égale à 12. Elles correspondent aux mélanges d'isotopes d'un m ê m e
élément les plus fréquemment rencontres dans la nature.
Valeur « n mg/l
deii différentes unités
Formule
t'Sels et oxydes de calcium et d e magnésium
participant à la dureté
d* l'eau (titre hydrotimétrique)
Carbonate de calcium
CeCO,
Bicarbonate de calcium C a ( H C O , ) ,
Sulfate de calcium
CaâO«
Chlorure de calcium
CaCI,
Ca(NO,),
Nitrate d * calcium
Chaux vive
CaO
Chaux hydratée
Ca(OH),
Carbonate d e m a g n é sium
MgCO,
Bicarbonate de m a g n é sium
Mg(HCO,),
Sulfate de magnésium MiSO.
Chlorure de magnésium MgCI,
Nitrate de magnésium
Mg(NO,),
Magnésie
MgO
Mg(OH),
2« Anions
Carbonate
Bicarbonate
Sulfate
Sulfite
Chlorure
Nitrate
Nitrite
Phosphate
Silicate
3* Acides
Sulfurique
Chlorhydrique
Nitrique
Phosphorique
MASSE MOLAIRE DES PRINCIPAUX SELS
Corps
Formule
4 * Cation« et oxydes
Calcium
Magnésium
Sodium
Masse
molaire
sulfate
nitrate
nitrite
sulfate
chlorure
hydroxyde (Baryte)
carbonate
chlorure
carbonate
bicarbonate
chlorure
sulfate
sulfate
chlorure (ferrique)
sulfate (ferreux)
— (ferrique)
carbonate
chlorure
sulfate
hydroxyde (manganeux)
carbonate
carbonate
sulfate
nitrate
permanganate
phosphate
méta-aluminate
carbonate
chlorure
o-phosphate (bisodique)
—
(trisodique)
AI, (S0 4 ),. 18 H , 0
NH« N O ,
NH, N O ,
(NH 4 ), SO«
AgCI
Ba (0H) 2 . 8 H , 0
Ba C O ,
Ba CI,. 2 H , 0
Ca C Û ,
Ca ( H C O , ) ,
Ca CI,, 6 H , 0
Ca SO«, 2 H , 0
Cu S 0 4 . 5 H , 0
Fe CI,, 6 H , 0
Fe SO«, 7 H , 0
Fe, (S0«)„ 9 HjO
Mg C O ,
Mg CI,. 6 H , 0
Mg SO«. 7 H , 0
Mn (OH),
Mn C O ,
Pb C O ,
Pb SO«
K NO,
K MnO«
K, PO«
Na Al 0 ,
Na, C O ,
Na, C O , . 10 H , 0
Na CI
Na,HPO«, 12 HjO
Na, PO«. 12 H , 0
666.4
80.0
64,0
132.1
143,3
315.5
197.4
244,3
100.1
162,1
219,1
172,2
249,7
270.3
278.0
562.0
84,3
203.3
246.5
89.0
115.0
267.2
303.2
101.1
158.0
212.3
82.0
106.0
286.1
58.4
358.1
380.1
La masse molaire d'autres corps également utilisés en traitement des eaux
est donnée p. 888 et 889.
HCO,
SO.
SO,
CI
NO,
NO,
PO.
Aluminium
6° Sels divers
Bicarbonate de sodium
Carbonate de sodium
Sulfate de sodium
Chlorure de sodium
Phosphate de sodium
Silicate de sodium
Carbonate de potassium
Bicarbonate de potassium
Sulfate de potassium
Chlorure de potassium
Phosphate de potassium
* - Sulfate ferreux
Sulfate ferrique
Chlorure ferrique
Sulfate d'aluminium
Degré
Oegré
allemand anglais
10.0
16.2
13.6
11,1
16.4
17.828.9
24.3
19.8
29.3
10.0
13.2
50
81
68
164
56
74
82
28
37
84
42
146
120
95
148
40
68
73
60
14.6
12.0
74
20
29
14.8
60
61
96
80
55.6
47.5
30
61
48
40
H,SO.
98
49
HCI
SiO,
Oegré
français
100
162
136
111
62
46
35.5
31.66
60
5.6
7.4
8,4
9.6
4.0
5.8
6.0
12.2
9.6
8.0
7,1
12.4
9.7
6.32
12.0
9.8
7.3
12.0
20.9
17.1
13.5
21.2
7.1
10.3
10.7
21.8
17.3
14,3
12,7
22.1
16.4
11.25
21.4
17,5
12.8
22.5
11.64
36.5
63
98
63
12.6
6.52
Ca
Mg
Na
40
20
4.0
7.16
4.35
23
62
39
94
23
31
39
8.2
27
102
9
17
4.6
6.2
7,8
9.4
5.6
1.8
3.4
40
56
35
40
8.0
56
35
11.2
84
106
142
58.5
84
S3
71
K
K,0
Fe
Al
NeOH
KOH
NH«OH
NaHCO,
Ns,CO,
Na,SO.
NaCI
Na,PO«
Na,SiO,
K,CO,
KHCO]
K,SO.
KCI
K,PO,
FeSO.
Fe,(SO«),
FeCI,
AI, (SO«),
24,3
55.8
164
122
138
100
174
74.6
12.1
47.1
27.9
58.5
64.7
61
69
100
87
74,5
212.3
70,8
152
400
76
162.5
66,6
54.2
342
57
2.43
8.0
10.5
15.0
36.6
32.66
14.3
23.1
19.4
15,8
23.4
26.1
21.4
17.0
26.4
H NO,
H.PO«
AI,O,
5° Bases
Soude
Potasse
Ammoniaque
Milliéquivalent/l
35.5
62
46
95
60
Na,0
Potassium
Fer
Aluminium
Ammonium
—
—
Argent
Baryum
—
—
Calcium
—
—
—
Cuivre
Fer
—
—
Magnésium
—
—
Manganèse
—
Plomb
—
Potassium
—
—
Sodium
—
_
—
—
—
CO,
Masse
molaire
11.1
13.9
16.8
10.0
3.2
6.1
6.7
8.2
6.6
17.4
13.7
11.4
10.2
17.7
13.1
9.03
17.1
14
10.3
18
9.31
6.7
3.47
6.6
8.8
11.2
13.4
8.0
2.6
4.85
14.3
20.0
12.5
11.4
16.0
16,8
10.6
14.2
11.7
10.9
12.2
13.8
30
24
18.9
25.3
20.9
19.5
21.8
24.6
15.1
20.3
16,7
15,6
17,4
19,7
20
17.4
14,9
35,7
31.1
26.6
38.5
24.8
21.2
14,1
15,2
13.3
10.8
11.4
25.2
27.1
23.8
19.3
20.3
20.2
21.7
7,0
10
19
15.4
16.3
ANNEXE B 2
A B A Q U E P O U R D E T E R M I N E R LA F O R C E I O N I Q U E u
Nota : Lire la force ionique u (échelle à gauche ou à d#oite) sur l'horizontale
passant par le poids (en mg/1) de l'élément.
ex. : pour 150 m g / 1 de C a : u = 0 , 0074
(United States Department of the Interior, Geological Survey,
Water-supply paper 1473, plate 1)
u
0.2 r—10.2
CI
mg/1
0.1
0.09
0.08
0.07
Fe+2
mg/1
2000
0.06
Ca
mg/1
2000 M g
mg/1
1000
900
800
Na
mg/1
-15000
1U.UUU
mg/1
3000
H
mg/1
100
90
700
1000
900
800
700
0.05
0.04
1000
900
600
2000
500
80
60
500
700
300
600
1000
900
800
700
400
0.02
500
200
300
400
600
500
0.01
200
300
0.009
400
100
90
80
0.008
0.007
200
0.006
50
00
400
0.003
50
6
50
30
20
40
60
0
30
0.001 -
20
0.0007
0.0006
0.0005
10
9
8
7
0.0004
10
9
0.0003
_
9
8
0.06
0.07
0.05
3000
500 -
300 -
0.03
600
500
400
0.02
1000
900
800
700
SOO
200 —
300
400
600
500
400
200
100
90
80
70
50
40
100
90
80
7e
30
300
200
100
90
. 80
60
100
90
80
50
70
F
mg/1
100
90
80
70
60
500 -I
0.004
400 (-
0.003
300
0.002
200
0.001
&•> .*'
20
1.0
.9
.8
.7
40
30
6
30 —
20
70
60 _
0.0007
0.0006
_
0.0005
0.0004
40
-^ 0.0003
10 -
.5
10
9
8
7
6
90
80 -
50
.6
6
0.005
40
40
- 20
0.006
50
50
6
0.01
0.009
0.008
0.007
N0 3
mg/1
1000 p
900 800 700 600 -
600
50
- 30
4
.4
20
O.OC02
.3
5
0.0001
0.00009
0.00008
0.00007
0=00006
.2
4
1.0
0.0001
0.00009
0.00008
0.00007
.9
.8
0.00005
1.0
.9
0.00004
.8
.7
0.00006
.1
.09
.08
.07
.6
.5
.7
0.00003
.4
.6
.5
0.00002
.3
.0
.9
.8
.4
.2
.9
05
.8
.7
.6
.5
.03
.4
l.o
.9
.8
.7
1.0
.6
.9
1.0
.9
.8
0.00003
.7
0.00002
.6
.5
.8
Na
mg/1
Ca
mg/1
.06
.5
2
2
0.00004
1.0
.04
.6
mg/1
0.00005
.7
.3
0.000005
4000
1000 900 800 -
7
~5
0.08
2000
70
-
5000
0.04
60
5
0.00001
0.000009
0.000008
0.000007
0.000006
600 _
700
200 -
7
0.0002
2000 _
1000
900
800
700
60
— 4
a
3000
300
00
90
80
0
40
50
4000
• ¡200
60
0.002
300
o.i
0.09
mg/1
1000
900
800
700
10
9
8
7
40
60
co 3
5000
20
500
7000
6000
6000
400 _
600
200
0
7000
30
-11000
900
800
700
60
80
100
90
80
0
3000
2000
K
mg/1
3C.Û
90 •
0.004
8000
40
70
0.005 -
9000
4000 •
70
400
600
800
0.03
5000 r-
HCC-3
mg/1
10.000
4000
9000
8000
02
.3
1.0
HCO 3
mg/1
Mg
mg/1
K
mg/1
01
H
mg/1
S0 4
mg/1
.2
C0 3
mg/1
.7
.6
1
N0 3
mg/1
.5
CI
mg/1
1.00001
1.000009
1.000008
1.000007
.000006
.2
F
mg/1
.000005
ANNEXE B 3
ANNEXE B3a : Calcul des constantes d'équilibres carboniques à partir des
valeurs de K., K_» K , pK., pK„, etc.. de Larson et Buswell
Extrait de : Hallopeau et Dubin - Terres et Eaux n° 35 - 1961 -
ANNEXE B3b : Calcul des constantes d'équilibres carboniques à partir des
valeurs de K^, K 2 etc.. de LARSON et BUSWELL
Avec : u
=
22,5 x 10~6
R.S (en mg/1).
ANNEXE B3c : Constantes K des couples acide-base usuel
Extrait du Mémento technique de l'Eau - Degrémont
ANNEXE B 3a
sujet une étude très documentée. Utilisant la notation
pK = — log ÄT, voici les formules de ces auteurs :
Le calcul des constantes (4 tableaux)
Les différences (d'ailleurs «n général assez faibles) qui
apparaissent entre les travaux des différents auteurs concernant les équilibres carboniques proviennent principalement des valeurs adoptées pour les constantes et, plus
encore, des lois de variation de ces constantes en fonction
de la température et de la composition de l'eau.
Dans la détermination de ces constantes, tous les
auteurs modernes se réfèrent à la théorie de 1' « activité » ionique : ils donnent pour les constantes des valeurs
« réelles » de base K l t K 2 , K s , déterminées à différentes
températures, et affectent celles-ci d'un coefficient de correction pour calculer les valeurs « apparentes » K \ , K \ ,
K's, qui figurent dans les équations.
C e coefficient est calculé par des formules dans lesquelles
intervient la « force ionique ». L a force ionique est définie
par la demi-somme suivante :
¡.1 = 0,5 (iHj V-C 4 - «'2 V22 4 - . . .
"'i, »'•-•> • • • v\, t'2, • • • étant les concentrations molaires
et les valences respectives des divers ions se trouvant dans
la solution.
N o u s avons utilisé les valeurs données par les auteurs
américains L A R S O N et B C S W E L I . qui ont publié sur ce
1 -1- 1,4 VIT
p K\ =
2
V¡Í
1 + 1,4 V |i
4V7
1 4- 3,9 V 7
= pK,
1 -}- 1,4 V ¡i
et la constante C de nos équations a pour valeur :
C = pK'2 — pK\ + 9,195
c'est-à-dire :
€-•=•= pK2 — pKs + 9,195- 2VJT
4 V s*
E n toute exactitude, il faut calculer » par sa formule
de définition à partir de l'analyse de l'eau qui donne les
différents ions présents. Cette façon de faire, qui est évid e m m e n t la seule théoriquement satisfaisante, est d'une
application pratique compliquée : il faut avoir l'analyse
complète de l'eau et faire le calcul.
ANNEXE B 3a(suite)
toutefois que l'application des formules et en particulier de
la formule simplifiée donnant la force ionique ne sont
admises par les auteurs que pour R S inférieur à 500 (ou
800) m g / 1 . Les chiffres que nous donnons pour les minéralisations plus élevées sont indicatifs, mais l'importance spécifique des ions devient alors beaucoup plus grande et un
calcul correct demande la détermination de la force ionique
par sa formule de définition. O n peut m ê m e considérer que
dans de tels cas des déterminations expérimentales (test
du marbre, par exemple) sont très utiles.
Pour l'utilisation pratique, nous avons adopté la valeur
approximative de y. utilisée par L A R S O N et B U S W E U , (et
aussi L A N G E L I E R ) qui ne tient compte que de la minéralisation totale, c'est-à-dire du résidu sec R S (mg/1) :
|i = 0,000 025 R S
C'est évidemment moins rigoureux puisque l'on ne tient
pas compte de la nature des ions.
Sur les quatre tableaux ci-joints, nous donnons le calcul
complet des constantes à partir de ces éléments. Précisons
VALEURS DES CONSTANTES
(d'après les données de L A R S O N et B U S W E L L )
0°
..
RS
i*
mtr/I
rag/i
+
2,61
0,417
6,583
10°
20°
15»
3,34 s. SU s 4,05
0,524 "3 >> " ^5 0,607
6,476 J ÏS. 6,393
25»
30»
40»
4,31
0,634
6,366
4,52
0,655
6,345
4,85
0,686
6,314
TKMPÉRATimi
d'C
70»
80°
5,08
5,05
0,703 0,706
6,297 6,294
5,00
0,699
6,301
4,84 Ki. 10*
0,685 logiTi.107
6,315 ,Kx = 7-logX,HF
6,297 6,294
6,301
6,315
280
271
259
250
243
238
227
214
197
294
285
273
264
257
252
241
228
211
198
185
175
144
50»
60°
<3E 2
0
20
40
80
120
160
200
280
400
600
800
1000
1200
2000
0,000 6,583
0,021
562
0,030
553
0,042
541
0,051
532
0,058
525
0,063
520
0,074
509
0,087
496
0,104
479
0,117
466
0,130
453
0,140
443
0,171
412
6,476
6,393
6,366
6,345
6,314
455
446
372
363
351
342
335
330
319
306
289
276
345
336
324
315
308
303
292
279
263
236
226
195
324
315
303
294
287
282
271
258
241
228
215
205
174
293
284
272
264
256
251
240
227
210
197
184
174
143
434
425
418
413
402
389
372
359
371
347
330
346
336
305
253
222
262
249
276
267
255
246
239
234
223
210
193
180
167
157
126
273
264
252
243
236
231
220
207
190
177
164
154
123
184
171
161
130
s
i
Il
l?
•*.
Pour RS entre 800 «:t 2 0 0 0 les chiffres sont exti•apolés à titre indicatif.
VALEURS DES CONSTAVTES
(d'après les données de LARSON* et Busweu.)
— logK's
0°
RS
mg/1
0
20
40
80
120
160
200
280
400
600
800
1000
1200
2000
L*
+
10»
15»
2,36
3,24
0,373 0,510 "3 l>10,627 10,490 ! | 5 2
0.000 10,627 10,490
0,043
584
447
0,061
566
429
0,085
542
405
0,102
525
388
0,116
511
374
0,127
500
363
0,149
341
478
0,175
315
452
0,208
419
282
0,235
392
255
0,259
368
231
0,279
211
348
0,342
285
148
331
317
306
20»
«
25»
30°
40°
50»
60°
70»
80°
KMPÊRATURS
d'c
4,20
4,69
5,13 6,03
6,73 7,20
7,51
7,55
0,623 0,671
0,710 0,780 0,828 0,857 0,876 0,878 og K210«
10,377 10,329 10,290 10,220 10,172 10,143 10,124 10,122 *t«n-.io,jr,io«
10,377 10,329 10,290 10,220 10,172 10,143 10,124 io;i22
100
081
334
286
247
177
129
079
063
082
268
316
229
159
111
061
?44
039
292
205
135
087
058
037
022
227'
275
188
118
070
041
020
261
213
104
174
056
027
OOS
006
045
202
250
163
093
016 9,997 9,995
023 9,994 9,975 9,973
180
228
14.1 071
96t'
202
154
115
045 9,997
949
947
916
93Ü
169
121
082
012
964
914
889
142
094
055 9,985
937
908
887
865
031
118
070
961
913
884
S63
09S
050
011
941
893
864
845
843
035 9,987 9,948
801
782
780
878
830
pour RS e ntre 800 et 2000 1es chiffre:> sont ext rapóles à titre indi catif.
[S.
> >
4.
i
|1
^.
II
J?
•*.
Annexe B 3a (suite)
VALEURS DES CONSTANTES
(d'après les données de LARSON et B O S W E U )
PK\ = — logK\
0°
RS
9,50
+ 0,978
8,022
msr/l
"'8/ *
0
20
40
80
120
160
200
280
400
600
800
1000
1200
2000
10°
15»
7,07
0,849
8,151
0.000 8,022 8,151
0,081 7,941 8,070
0,114
908
037
0,153
869 7,998
0,181
841.
970
0,202
820
949
0,220
802
931
0,251
771
900
0,288
734
863
0,331
691
820
0,364
658
787
0,392
630
759
0,413
609
738
0,478
544
673
20°
25°
30°
40°
50°
60°
80»
TEMPÉRATURE
d*c
5,25 4,55
0,720 0,658
8,280 8,342
4,03 3,06
0,605 0,486
8,395 8,514
2,37 1,83
0,375 0,262
8,625 8,738
1,38 1,06
0,140 0,025 logAYlO*
8,860 8,975
8,280 8,342
8,199 8,261
166 228
127 189
099 161
078 140
060 122
029 091
7,992
054
949 Oil
916 7,978
888 950
867 929
802 864
8,395 '8,514
8,314 3,433
281 400
242 361
214 333
193 312
175 294
144 263
107 226
064 183
031 150
003 122
7,982
101
917 036
8,625 8,738
8,544 8,657
511 624
472 585
444 557
423 536
405 518
374 487
337 450
294 407
261 374
233 346
212 325
147 260
8,860 8,975
8779 8,894
746 861
707 822
679 794
658 773
640 755
609 724
572 687
529 644
496 611
468 583
447 562
382 497
pour RS entrs 6D0
ÏÎ"
et :oooi es chiffres sont extrapolés i titre indcatif.
VALEURS DES CONSTANTES
(d'après les données de LARSOX et BUSWEIX)
C - logK'z — logK'.+-9,195
L*
mg/1
u
•>»•
0
20
40
80
120
160
1+3,9
RS
0°
10°
15»
20°
25°
30»
40°
50»
60»
70°
80»
TEMPÉRATURE
.
d'c
i
10,377 10,329 10,290 10,220 10,172 10,143 10,124 10,122 pKt .
10,627 10,490
8,022 8,151 *« a *•* *4 8,280 8,342 8,395 8,514 8,625 8,738 8,860 8,975 tKa
2,605 2,339 g ES1 S . 2,097 1,987 1,895 1,706 1,547 1,405 1,264 1,147 pKa-pKa
11,800 11,534 3
S 11,292 11,182 11,090 10,901 10,742 10,600 10,459 10,342 pKs — pK. +9,195
0,000 11,80
0,038
84
85
0,053
87
0,068
0,079
88
0,086
89
11,53 11,41
45
57
59
46
60
48
61
49
62
50
11,29 11,18 11,09 10,90 10,74
33
22
13
94
78
34
23
14
95
79
36
25
16
97
81
37
26
17
98
82
38
27
18
99
83
10,60
64
65
67
68
69
10,46 10,34
50
38
51
39
53
41
54
42
54
43
'|J>
i+
!
>
n
; T
200 0,093
89
63
0,102
0,113
0,123
0,129
0,133
0,134
0,136
90
91
92
93
93
93
94
64
65
66
66
67
67
67
280
400
600
SOO
1000
120C200C
'•'• 50
51
52
53
54
54
55
55
38
27
18
99
83
69
55
43
. 39
40
41
42
42
43
43
28
29
30
31
31
32
19 11,00
20
01
21
02
22
03
22
03
22
03
23
04
84
85
86
87
87
S8
88
70
71
72
73
73
73
74
56
57
58
59
59
59
59
44
45
46
47
47
48
48
32
pour RS entre 800 et 2 0C0 les chiffre s sont extrapolés à titre indicatif.
C*'
T.
•£.
\
!
i
|
j
ANNEXE B 3 b
VALEUR DE LA CONSTANTE
avec u = 22,5 x 10" 6 R.S. (en mg /l)
1
R.
Sec
en mg
e =
/l
1+ 1,4/LT
à
R.S = 0
0°
0,000
0,029
0,046
0,064
0,0775
10,627
10,598
10,581
10,563
10,550
100
150
250
500
750
0,089
0,107
0,138
0,184
0,220
1000
1250
1500
1750
0,248
0,272
0,292
0,310
2000
2250
2500
2750
3000
3250
3500
3750
O
10
25
50
75
0° 10,627
5°
10°
15°
20°
10,556
- ,490
- ,432
- ,337
10,538
10,520
10,489
- ,443
- ,407
25°
30°
35°
40°
,329
290
253
220
-
379
355
335
317
45°
50°
55°
60°
194
172
155
143
0,327
0,342
0,356
0,369
300
285
271
258
65°
70°
75°
80°
133
124
123
122
0,381
0,392
0,403
0,412
246
235
224
215
Calcul de pK.2 en fonction de la
température et de R.S. :
- prendre pK.2 avec R.S. = 0
colonne 4
4000
4250
4500
4750
0,422
0,431
0,440
0,449
-
205
196
187
178
- soustraire e (colonne
Exemple :
pK2
5000
5250
5500
5750
6000
0,457
0,465
0,472
0,478
170
162
155
149
0,485
10,142
2)
à 55° avec R.S = 3250
à 55° pK 2
= 10,155 (col. 4 )
R.S = 3250, e =
0,392 (col. 2 )
9,763
ANNEXE B 3 b (suite)
( T ) VALEUR DE LA CONSTANTE pK'
avec
1
u = 22,5 x 10" 6 R . S . (en mg /l)
2
3
4
4/û~
D C
r\. o .
en mg /l
P
1+3,9/LT
à
0°c
s
avec R.S.=0
0
10
25
50
75
0,000
0,057
0,087
0,118
0,141
8,022
7,965
7,935
7,904
7,881
0° 8,022
5° 8,082
10° 8,151
15° 8,212
20° 8,280
100
150
250
500
750
0,155
0,189
0,232
0,300
0,345
7,867
7,833
7,790
7,722
7,677
25°
30°
35°
40°
8,342
8,395
8,452
8,514
1000
1250
1500
1750
0,378
0,405
0,428
0,447
7,644
7,617
7,594
7,575
45°
50°
55°
60°
8,570
8,625
8,682
8,738
2000
2250
2500
2750
0,464
0,479
0,493
0,505
7,558
7,543
7,529
7,517
65°
70°
8,798
8,860
8,919
8,975
3000
3250
3500
3750
0,516
0,526
0,536
0,544
7,506
7,496
7,493
7,478
75°
80°
i
Calcul de pK
en fonction de la
S
température et du R. sec
- prendre pK
4000
4250
4500
4700
0,553
0,561
0,568
0,575
7,469
7,461
7,454
7,447
5000
5250
5500
5750
0,581
0,587
0,593
0,599
7,441
7,435
7,429
7,423
avec R.S = 0
dans la colonne
4
- soutien e (colonne
2
Exemple :
pK'
à 35°
avec
R.S. = 2750
S
f
à 35° pK c
=
8,452
(col.
4
)
R.S = 2750 : e =
0,505
(col.
2
}
7,947
6000
0,604
7,418
)
ANNEXE B 3 b (suite)
VALEUR
DE pHs = pK 2 - pK s
1
R.S
mg
pHs à 0° C
pHs avec R.S = 0
/l
0
10
25
50
75
2,605
2,633
2,646
2,659
2,669
0°
5°
10°
15°
20°
2,605
2,474
2,339
2,220
2,097
100
150
250
500
750
671
687
699
721
2,730
25°
30°
35°
40°
1,987
1,895
1,801
1,696
1000
1250
1500
1750
2,735
2,738
2,741
2,742
45°
50°
55°
60°
1,624
1,547
1,473
1,405
2000
2250
2500
2750
2,742
65°
70°
75°
80°
1,332
1,264
1,202
1,147
3000
3250
3500
375G
2,740
2,739
2,738
2,737
4000
4250
4500
4750
2,736
2,735
2,733
2,731
2,741
5000
5250
5500
5750
2,730
2,728
2,726
2,725
6000
2,724
NOTA
1) colonne 2 : pHs f f (R.S) à 0°C =
différence entre pK 2 et pK* à 0° (col. 3
tables A et B
'" S
2) colonne 3 : pHs f,(T°) avec R.S = 0 =
différence entre pK 2 et pK pour R.S = 0
(voir col. 4 - tables A S et B
p
l
3] Pour le calcul de pHs = pK 2 - pK à différents R.S et température, voir le calcul
de pK 2 et pK - tables A et B
ANNEXE B 3 c
TABLEAU DES
pK
Constante das couplet acida-base usuels dans Peau a 25*.
N o m da l'acide
Ion hydronium
Acide pyrophosphoriqua
Acida oxalique
— dichloracétique
— phosphoreux
— hypophosphoreux
— sulfureux
Ion sulfate acide
— pyrophosphorique
Acide orthophosphorique
— arsénique
— monochloracétique
— fluorhydrique
— nitreux
— formique
— cyaniqus
Ion oxalique
Acide benzoique
Ion aniliníum
Acide azothydrique
— acétique
Ion aluminium
— hexamethylenetétramine
— pyridinium
— bisulfureux
lor îyJ.or/ljT're
Acide carbonique
Ion pyrophosphorique
— phosphoreux
— arsénique
— bichromiquê
Acide sulfhydrique
Ion phosphorique
Acide hypochloreux
Ion pyrophosphorique
Acide cyanhydrique
Ion arsénique
Acide arséniaux
Ion a m m o n i u m
Acide borique
Ion bicarbonique
Ion phosphorique
Acide hypoiodeux
Ion calcium
— sulfhydrique
Eau
Ion oxhydryle
Formule
de l'acide
H,O+
H4Pa07
Clj¿Ht5o 2 H
H,0P3H,POa
HaSO,
HSO4HaPjO,H3PO4
H,AsO«
C(CH 2 C0,H
HF
HNOa
HCO.H
HCNO
HC,04C.H.COjH
§S£Ï
(CH 2 ) t N4H +
Formula
database
pK
HjO
HiP,O T HCap,ClaCHaCOa"
H,PO,
H.POa"
HIO,SO4—
— 1,74
0.85
1.2
1.3
1.6 a 1.8
1.7
1.8
1,9
2.0
2,2
2.3
2.9
3.2
3.4
3.7
3.8
4.1
4.2
4,6
4,7
4.8
4.9
4.9
6.15
7.1
6.0
6.4
6.7
6.2 è 6.6
4.4 t 7.1
6.4
7.1
7,2
7,3
8.6
9.1
9.2 è 12.0
9.2
9.2
9.3
10.2
11.9 »12.6
11.0*12.2
12.6
14.9
16,7
~24.0
CiCHaCOj-
F-
NO3HCOa"
CNOC a O«—
C,H,COaC.H.NH,
CHjCOa"
AIOH++aq.
(CH])«N4
CRHBN
HSOjNH,OH+
COÍaq.__
HJPO, 1
HJASO*HCrO,5
H2S
H CIO
HP2O7—™
HCN
HA^O*"""
HAsOa
NH«+
HBÔ,
NH'JOH
HCOJ-
HPaO,
HPOj~
HASÖ4—
CrO 4 ~
HS-
HPO4—
CIO"
&?-'—
AsO«
AsOa"
NH,
HCOÏ"
HPO4--
co»—
PO«
HIO
10CaOH*
S~
HO-
CB"*"*"M
HS-
H,0
HD-
0—
ABAQUE pour le calcul du pH de saturation : pHs
Exemple avec une eau dont : T° = 24°C i Résidu sec = 1550 mg/1
Ca + + = 120 mg/1 j C0 3 H" = 250 mg/1 j C0 3 = = 15 mg/1
1] Sur l'abaque@on évalue la position de la courbe T° = 24°C 1 à son intersection avec la verticale x = 1550 on lit en ordonnée y-) = 2,14
2) Sur 1'abaque(Ë),la verticale x = 120 recoupe la droite Ca en Y 2 - 2,52
Somme des carbonates et bicarbonates : 250 + (15 x 2) = 280 mg/1 CO3H" j
la verticale x = 280 recoupe la droite CO3H" en y- = 2.,3tf
pHs = 2,14 + 2,52 + 2,3» = "-f.
pHs
-2,8
IO
20
50
100
200
500
1000
2000
résidu sec (en mg/1)
5000
50
100
Co++ ou CO-H" (en mg/1)
500
1000
ANNEXE B 5
ÉCHELLE D E NERNST
DES POTENTIELS N O R M A U X D'ÉQUILIBRE
PAR R A P P O R T A L'ÉLECTRODE N O R M A L E
A H Y D R O G È N E , A 25 °C
(Métal plongé dans une solution normale d'un de ses sels)
Métal
Reactions i l'électrode
Potassium
Calcium
Sodium
Magnésium
Btryltium
Aluminium
Manganee«
Zinc
Chroma
Gallium
K
- K+ + e-
Ca
N«
Mg
Be
-
Potemiel d'équilibre
(volts)
- 2.922
— 2.87
- 2.712
-2.34
— 1.70
- 1.67
- 1.05
- 0.762
— 0.71
-0.52
— 0.440
- 0.402
— 0.340
— 0.336
- 0.277
— 0.250
- 0.136
— 0.126
- 0.000 par
convention
+ 0.345
+ 0.522
+ 0.799
+ 0.800
+ 0.83
-1- 0.854
+ 1.2 environ
+ 1.42
+ 1.68
Ce++ + 2eNa+ + eMg++ + 2eBe++ + 2e-
Al - At*** + 3e-
Far
Cadmium
Indium
Thallium
Cobalt
Nickel
Etain
Plomb
Hydrogène
Cutvte
Cuivre
Mercure
Argent
Palladium
Mercure
Platine
Or
Or
Mn
2n
Cr
Ga
Fe
Cd
In
71
Co
Ni
Sn
Pb
H,
- Mn++ + 2e~
- Zn++ + 2e~
-Cr+++ + 3e- Ga+++ + 3a"
- Fe++ + 2e- Cd+* + 2e- tn+*+ + 3e- TI+ + e~
- Co++ + 2e- NI++ + 2e- Sn++ + 2e- P b + + + 2e- 2H+ + 2e-
Cu
Cu
Hg
Ag
Pd
Hg
Pt
Au
-
Cu++ + 2eCu + 4- eHg+ + e"
Ag+ + e"
Pd++ + 2eHg++ + 2e"
Pt++ + 2eAu++* + 3e-
Au - Au* + e"
Extrait du Mémento technique
de l'eau, Dégrémont
TABLE 404*
Electromotive Series of Metals and Alloys
Corroded
End
(Anode)
1
ce
o
ce
oc
1
LU
CC
O
LU
Q
Protected
End
(Cathode)
Magnesium
Magnesium /.Hoys
Zinc
Aluminum 2 5
Cadmium
Aluminum 17ST
Steel or tron
Cast Iron
Chromium-Iron (Active)
Ni-Resist
18-8 Chromium-Nickel-Iron (Active)
18-8-3 Chromium-Nickel-Molybdenum-lron (Active)
Led-Tin Solders
Lead
Tin
•
•
Nickel (Active)
Inconel (Active)
Brasses
Copper
Bronzes
Copper-Nickel Alloys
Mortel
Silver Solder
Nickel (Passive)
Inconel (Passive)
Chromium Iron (Passive)
18-8 Chromium-Nicket-lron (Passive)
18-8-3 Chromium-Nickel-Molybdenum-lron (Passive)
Silver
Gold
f Idt.num
(After the International Nickel C o . , Inc.)
Extrait de
"Water Well Technology"
qui reprend ce document
dans
"Ground Waterand Wells",
Johnson U O P , 1966
ANNEXE B 5 (suite)
Potentiels d'oxydo-réduction
Réaction a l'électrode
Couple rédox
Cs v + eLi+ + eK«- + «Ca*+ + 2 eNa+ + eAl O . - + 2 H t O + 3 e~
Mg«+ + 2 eAl*+ + 3eMn«* + 2 eZn»+ + 2 e"
Cr*+ + 3 e~
S + 2c_
Fe«+ + 2 e~
Ni»+ + 2 eSn'+ + 2 «Pb*+ + 2 e-
Cs+/Cs
LÍ+/U
K+/K
Ca*+/Ca
Na+/Na
Al sO . - / A 1
Mg +/Mg
/
A1»+/A1
Mn«+/Mn
Zn*+/Zn
Cr*+/Cr
s/s«Fe*+/Fe
/
Ni*+/N
Pb«+/Pb
2 H+ + 2
H+/H,
Sn + 2 r
2Cu«+H-2eCu»+ + 2e~
Fe (CN)Î- + e~
2 Cu*+ 2 «I, + 2 *O , + 2H+ + 2 e~
F» + e
Sn«+/Sn»+
Cu«+/Cu+
Cut+/Cu
g+
Fc (CN)J-/Fe (CN)JCu+/Cu
y
Fe»+/Fe*+
Hg?+/Hg
Ag+/Ag
Hg»+/Hg
Br^Br
+ 2 c-
Hg«+ + 2e~
Br, + 2«210,"+ 12H++10*Oj + 4 H+ + 4 «MnO, + 4 H + + 2 e-
CO?
,?+
+
Cl, + 2 eM nOO . - + 8H+H- 5«Ce «+ + e-
+
4
I IJOJ + 2 H+ + 2 e~
S S O2- + 2 ÎO , + 2 H+ + 2 eF, + 2 «-
g
2BrI, + 6 H»O
2H0
Mn«+ + 2 H . 0
2 Cr" + 7 H , 0
2CI-
Mn*+ + 4 H , 0
C>+
; Mn O , + 2HjO
2 HjO
2SOÎ~
O , H- H 2 O
2F-
MnO,/Mns+
Cr,Of-/Cr s +
C1./CIMnO.-/Mn«+
Ce*+/Cc'+
MnO4-/MnO,
H,0,/H.,0
ss"o2/sö]
s o2/
o,/o,
FJF
e« (volts)
- 3,02
-3,02
-2,92
-2,87
-2,71
- 2,35
-2,34
-1,67
-1,18
-0,76
-0,74
-0,51
-0,44
-0.25
-0,14
- 0,13
0,00
+ 0,15
+ 0,15
+ 0,34
+ 0,36
0,52
+ 0.54
+ 0,68
+ 0,77
+ 0,79
+ 0,80
+
+ 0,92
+ 1.06
1,19
+ 1,21
+ 1,23
+ 1,33
-11,36
+ 1.51
+ 1,61
+
+ 1,69
1,77
+ 2,01
+ 2,07
+
+ 2,87
Extrait de M . TREUIL
Bulletin B R G M , section III, n° 4 , 1970
ANNEXE B 6
Taux
do corro&ion
310-1
100
ce/102
•
12
16
20
2«
Fig. B6 - Corrosion en fonction de la teneur en oxygène
ANNEXE B 7
Ttux
0.2
d*
corrosion
ltg*g»m»nl
d'H*
1
1
*
»
10
II
12
13
u
Fig. B7 - Corrosion en fonction du p H .
Extrait de J. GREFFARD
(réf. bibl. n° 14)
ANNEXE B 8
0,4
-0,826
P-a-s-s-i-v-i-t-«
-1,*
Ú
2
4
6
8
10
12
14 pH
0,4
-1,2
0 / 2
4
6
8
10
12 14
fer dans le béton
DIAGRAMME DE POURBAIX
d'après le Mémento technique de l'eau, Dégrémont
ANNEXE B 9
2,099
Eh
3,39 4,059
•pH
D2
D
+ 0,4
-0,5
--
•-0,557
- I
J
l
I
i
i
'
'
i
l
l
12
13
M
pH
Diagramme Eh - pH simplifié du fer à 25°C et une pression totale de 1 atmosphère. Les
seules espèces considérées étant les hydroxydes, le fer métal et les ions simples F e + +
et F e + + +
(d'après M . TREUIL)
ANNEXE B 10
12
K pH
Diagramme Eh - pH du fer à 25° C et une pression totale
de 1 atmosphère tenant compte de la stabilité de quelques
ions complexes hydroxylés.
Extrait deM. TREUIL,
Bulletin B R G M , section III, n° 4 , 1970
ANNEXE C
CORROSION ET INCRUSTATION
Conseils pratiques pour les forages d'eau
par Joe L . M O G G
ingénieur en chef à Johnson Division, Universal oil products,
St-Paul, Minnesota, U . S . A .
Water Well Journal, mars 1973
- 1 -
Les connaissances utiles concernant la corrosion et l'incrustation dans
les puits d'eau ne s'acquièrent pas toujours en lisant des livres et en suivant
des cours. On peut apprendre beaucoup en observant ce qui se passe dans la nature, spécialement ce qui se répète souvent. Cet article est basé principalement sur
de nombreuses observations du Département d'ingénierie appliquée de la Division
JOHNSON de la Compagnie U.O.P., St Paul, Minnesota, concernant les problèmes de
corrosion et d'incrustation de puits qui sont survenus depuis que JOHNSON a commencé en 1920 à conserver de telles archives.
QU'EST-CE QUE LA CORROSION ?
La corrosion se définit comme l'attaque ou le départ de matériel d'une surface. Ce déplacement peut provoquer des défaillances dans les puits d'eau de trois
manières :
agrandissement des ouvertures de crépines provoquant des venues de sable et
des ennuis de pompage ;
diminution de la résistance mécanique entraînant des éboulements ou la destruction des tubages ou crépines ;
dépôt des produits de corrosion provoquant l'obstruction des fentes de crépine entraînant une diminution du débit.
Nous avons observé deux processus par lesquels ces trois types de défauts
peuvent apparaître. Ces processus sont d'origine chimique et électrochimique.
CORROSION CHIMIQUE
La corrosion chimique apparaît lorsqu'un élément simple ou composé est présent dans l'eau à concentration suffisante pour provoquer le déplacement du métal :
par exemple C02, 02, H2S, HCl, Cl, S04H2. Les eaux qui peuvent provoquer une corrosion chimique ont une minéralisation élevée. Voici des sites sur lesquels les eaux
ont provoqué une défaillance rapide des crépines de puits par corrosion chimique :
- La ville de GLEASON (Tennessee) : Des crépines en Everdur (bronze avec silice
et manganèse) ont duré environ 3 ans en moyenne. Inversement, des crépines fabriquées entièrement en acier inoxydable de type 304 n'ont jamais failli. Les plus anciennes crépines tout-inox furent installées en 1957. Les crépines en alliage de
cuivre ont lâché, mais pas celles en inox, par suite de la teneur importante de
l'eau en CO2 et du haut index de stabilité de Ryznar qui en découle. L'index de
stabilité de Ryznar est un moyen de traduire par un seul nombre quelques constituants-clés d'une analyse d'eau. Plus ce nombre est grand, plus le potentiel d'incrustation ou de corrosion est élèvé^ La corrosion est généralement due au C02 et
l'incrustation au CO3Ca. Nous avons noté que si la valeur de l'index est au-dessus
de 9, l'eau est très corrosive. Si elle est entre 7 et 9 elle n'est ni trop corrosive, ni trop incrustante. Si l'index est inférieur à 7, l'eau est nettement incrustante. Une analyse chimique typique de l'eau d'un puits de Gleason est donnée
dans le tableau 1 ci-après.
En réalité l'eau est stable lorsque l'index de RYZNAR est de 6,65 ; pour des valeurs plus grandes la corrosité croit de plus en plus tandis que l'incrustation
augmente pour les valeurs inférieures à 6,65.
- 2-
TABLEAU 1 -
Silice
Fer
Calcium
Magnésium
Na
K
Bicarbonate
Sulfate
ANALYSE CHIMIQUE TYPIQUE DE L 1 EAU DE PUITS
DE GLEASON (TENNESSEE)
17
1,2
7,0
3,1
17
1,7
22
9,7
ppm
ppm
ppm
ppm
ppm
ppm
ppm
ppm
Chlorures
Nitrates
Résidu sec
pH
Température
Index de Ryznar
19
7,2
103
6
16 ,10
13
ppm
ppm
ppm
C
Un échantillon de crépine en Everdur de cette ville montre un départ de métal relativement uniforme sur toutes les parties de la crépine.
- CENTRAL (New Jersey) : Des crépines en Everdur retirées de puits contenant de
l'hydrogène sulfuré montraient une attaque importante du cuivre-métal; De telles
crépines durent environ 20 ans. Des crépines en inox ont été utilisées depuis dans
la région et aucune n'a failli et aucun indice de remontée de sable n'a été signalé. L'observation montre que les crépines en acier inox dureront plus longtemps
dans les eaux renfermant H2S que celles fabriquées en Everdur.
- RAFFINERIE DE PETROLE dans le sud de la Louisiane : Sur un puits d'un dépôt
d'eaux usées recevant de l'acide chlorhydrique, une crépine fabriquée en Hastelloy
B se détériora complètement en un an et demi. On supposait que cet alliage coûteux
résistait à l'acide chlorhydrique, mais sous certaines conditions, ce n'est certainement pas le cas. Sur ce site, on aurait dû probablement employer de 1'Hastelloy
C-276.
- LONG ISLAND (New York) : De l'acide sulfurique fut introduit dans un puits équipé d'une crépine en acier inox 304. En quelques semaines une bonne partie de la crépine était dissoute. Des crépines en Carpenter 20 auraient été beaucoup plus adaptées.
- LA MAISON BLANCHE (Washington P.C.) : En 1962 on installa trois crépines de type
Monel pour un système d'air conditionné. En décembre 1964 les crépines lâchaient par
suite de la corrosion et on les remplaçait par des crépines en inox 304. Celles-ci
qui coûtent une fois et demie autant que les crépines en Monel, fonctionnent encore.
La qualité de l'eau est figurée au tableau 2.
TABLEAU 2 Silice
Fer
Calcium
Magnésium
Sodium
Potassium
Bicarbonate
Sulfate
QUALITE DE L'EAU - WASHINGTON D.C.
ppm
ppm
ppm
ppm
17
ppm
32
ppm
3
3,
ppm
40
ppm
70
20
1,7
30
Nitrate
32
Conductivité
462
C0 2
38
Index de Ryznar 11,3
ppm
micromhos
ppm
- 3 -
Ces exemples montrent que les crépines en Monel aussi bien que celles en
Everdur ne tiennent pas dans les eaux chargées en C02, à index de Ryznar élevé.
Dans une telle situation à Long Island, au moins trois crépines en Monel ont lâché l'année dernière. Ici les eaux ont un index de Ryznar élevé et la durée de
service était inférieure à 12 ans. Toutes celles qui ont lâché furent remplacées
par un métal valable, tel que l'inox 304.
- COLOMBIE BRITANNIQUE (Canada) : Un grand nombre de pointes filtrantes en inox
304 ont duré 4 ans en infiltration d'eau de mer contenant 120 ppm d'H2S. Elles
furent remplacées en 1964 par des pointes fabriquées entièrement en acier inox
type 316 ELC (extra low carbon). Ces pointes fonctionnent encore et aucun problème de corrosion n'a été relaté. Lorsque la teneur en H2S est très élevée et que
l'eau de mer doit être captée, même l'inox 304 ne tiendra pas assez longtemps et
l'on doit employer une qualité supérieure d'acier inox.
Dans chacun de ces cas il n'y avait pas de produits de corrosion. Les matériaux attaqués étaient dissous dans l'eau et évacués. La solution de ces problèmes de corrosion consiste à utiliser d'autres matériaux plus résistants à la
corrosion de ces éléments chimiques.
Pour aider notre personnel à choisir le métal approprié pour une eau corrosive très chargée en C02 et, évidemment, dont l'index de Ryznar IR est élevé,
nous avons dressé le guide indiqué au tableau 3.
TABLEAU 3 -
GUIDE POUR CHOISIR LE METAL APPROPRIE
Matériau de la crépine
acier peu carboné
fer ARMCO
cuivre rouge siliceux
bronze Everdur
super nickel
Monel 400
acier inox type 304
acier inox type 304 ELC
acier inox type 316
acier inox type 316 ELC
*
Extra Low Carbon
Fourchette ou limite supérieure
de IR pour ce matériau
entre
entre
entre
inférieur
inférieur
inférieur
inférieur
inférieur
inférieur
inférieur
à
à
à
à
à
à
à
7,0
6,5
6,0
9,0
9,0
9,5
12,0
15,0
15,0
18
et
et
et
8 ,0
8 ,0
8 ,5
- 4 -
TABLEAU 4 plus corrodable
mieux protégé
ECHELLE GALVANIQUE
magnésium
alliages de Mg
zinc
aluminium 25
cadmium
aluminium 17 ST
acier, fer, fonte
ferro-chrome (activé)
nickel
acier inox 18-8 (activé)
plomb, étain, soudure plomb-étain
nickel, inconel (activé)
laiton, cuivre
bronze, Monel
soudure d'argent
nickel, inconel (passive)
acier inox 18-8 (passive)
argent
or, platine
ferro-chrome (passive)
CORROSION ELECTROCHIMIQUE
Un second type, la corrosion électrochimique, implique habituellement une
eau très minéralisée constituant une solution électrolytique favorable au passage
du courant électrique. Lorsque deux métaux différents sont présents dans ce type
d'eau, il y a déplacement de métal à partir du métal le plus facilement déplaçable (le plus élevé dans l'échelle galvanique, tableau 4 ) . Cependant, le même métal
peut présenter des différences de potentiel en différents points de sa surface.
Les différences de potentiel sur la surface d'un métal donné, tel qu'un tuyau d'acier ordinaire, peuvent être dues à :
la soudure d'un élément à un autre, donc un traitement par la chaleur,
la cémentation au niveau des fentes mécaniques,
la tension au niveau des joints filetés, et
les revêtements de surface, tels que peinture, scories ou ciment.
Dans ces cas-là, il y a à la fois création d'une cathode et d'une anode et
le métal est déplacé à partir de l'anode.
La partie supérieure du tableau 4 comprend ces métaux qui ont un potentiel
négatif. L'un des plus bas est l'aluminium avec - 1,67 tandis que l'un des plus
haut est le platine avec + 2,85 ; l'hydrogène a un potentiel d'équilibre de + 0.
La corrosion d'origine électrochimique s'accompagne d'un dépôt des produits de corrosion à la cathode. Ceux-ci ont habituellement un volume important,
supérie ir à celui du seul fer (si c'est le fer qui est le matériau corrodé) car
ils se j résentent normalement en hydroxyde ferreux ou ferrique.
- 5 -
Ce type de corrosion provoque souvent l'obstruction des fentes de crépines,
et en conséquence la défaillance du puits qui ne donne plus le débit demandé.
Un excellent exemple de différences de potentiel sur un même matériau est
donné par une crépine en fer Armco du puits de l'hôpital proche de Fort Supply,
Oklahoma. Cette crépine dura 5 ans. La défaillance se traduisit par une réduction de
débit, puis finalement par un éboulement. L'emploi d'un bon métal, dans ce cas de
l'acier inox 304, aurait été la bonne solution. En 1962 des crépines entièrement
en inox 304 ont été mises en place, et un compte rendu fait l'année dernière indique que tous les puits fonctionnent encore correctement. Cependant les puits n'ont
pas été utilisés en permanence depuis 1966, mais sont exploités par périodes mensuelles de pompages et d'arrêts. Considérant le temps réel d'utilisation, il est
démontré à l'évidence que l'inox 304 a résolu ce problème.
Plusieurs puits du Bureau of Reclamation, situés dans les alluvions de la
Gila, près de We 11ton, Arizona, fournissent des exemples de l'usage de deux matériaux différents dans une eau très conductrice. Le tableau 5 montre l'analyse de
l'eau.
TABLEAU 5 -
PH
TAC
Chlorures
Magnésium
Résidu sec
ANALYSE D'EAU DES PUITS DU BUREAU 0F RECLAMATION
PRES DE WELLTON (ARIZONA)
7,3
267
6 400
209
12 400
ppm
ppm
ppm
ppm
Sulfates
Calcium
Index de Ryznar
313
421
7,7
ppm
ppm
Dans cette eau, des crépines du type Houston, constituées par
acier inox enroulé sur un tube support en acier doux furent obstruées
mois. La corrosion d'origine électrochimique entraîna une obstruction
mineux produits de corrosion. Pour résoudre le problème on utilisa un
sistant à la corrosion, même dans une bonne electrolyte.
un fil en
en trois
par de volumatériau ré-
Un curieux exemple concerne plusieurs puits équipés de tuyaux perforés en
acier, dans le district de Gaja, Pakistan occidental. Ces puits furent réalisés et
laissés au repos pendant deux ans. Puis il furent mis en exploitation, et à la stupéfaction générale, on constata une forte diminution du rendement. Les tubages et
tuyaux perforés remontés du puits montrèrent que des cristaux de calcite avaient
bouché les fentes et le tuyau d'acier. Du fer apparaissait en litages dans les incrustations de carbonate de calcium. Logiquement on peut penser que la corrosion
est apparue et a déclenché les incrustations par le carbonate de calcium. Le pH
plus élevé (on utilise ce symbole pour indiquer l'acidité ou l'alcalinité ; le pH
= 7 correspond à la neutralité) à la cathode a déséquilibré la balance ionique.
Ainsi le carbonate de calcium s'est déposé de la solution sursaturée vers la cathode. Ce problème fut résolu par l'emploi de tubages en fibres de verre et de
crépines en acier inox.
QUELQUES CONSEILS PRATIQUES
Si l'acier doux doit subir une corrosion chimique dans un milieu donné, la
corrosion sera beaucoup plus rapide dans ce milieu s'il est relié à un métal moins
corrodable que lui (situé plus bas dans l'échelle galvanique du tableau 4 ) . A une
- 6 -
distance supérieure à trois fois le diamètre du tube la corrosion sera très réduite,
Ceci explique pourquoi des agencements (isolants) doivent toujours être placés aux
deux extrémités des crépines en inox. A défaut, la corrosion se concentre sur une
surface relativement réduite de l'acier doux connecté avec l'acier inox.
L'acier doux dans une bonne electrolyte se corrodera plus vite que deux matériaux différents. Bien que les deux métaux différents puissent être plus éloignés
l'un de l'autre dans l'échelle galvanique et présenter ainsi une plus grande différence de potentiel, ils peuvent être plus résistants à la corrosion chimique, c'est
à dire avoir une plus grande résistance d'ensemble à la corrosion.
- Les zones soumises à une tension auront une plus grande probabilité d'être
corrodées que celles qui ne le sont pas.
L'élévation de la température accroît le taux de corrosion, soit un doublement de ce taux pour 40° F (?M 22° C) d'accroissement.
Les hautes vitesses accroissent le taux de corrosion.
L'oxygène accroît le taux de corrosion.
- Les matériaux plus durs'Ç tels ceux qui ont une haute résistance à la traction, se corroderont plus vite que les matériaux moins durs à faible résistance à
la traction, ou que les matériaux recuits.
Généralement la corrosion chimique entraîne une perte de métal, le métal
étant complètement dissous et évacué. Les eaux chimiquement corrosives sont généra
lement celles qui ont un pH faible (acide) et un faible résidu sec. Les défaillances sont mises en évidence par la venue du sable.
- Généralement, la corrosion électrochimique cause des pertes de métal en
quelques secteurs des tubages et crépines. Puis le dépôt des produits de corrosion
apparaît sur d'autres secteurs. De telles eaux sont celles qui ont un pH élevé (al
calin habituellement supérieur à 7) et un résidu sec élevé (habituellement 1 000
ppra). La défaillance apparaît habituellement par réduction du débit due à l'obstruction des ouvertures de crépines par les dépôts de corrosion et/ou destruction
consécutive des crépines après la réduction de débit.
SI L'ON PARLAIT D'INCRUSTATION ?
L'incrustation de type minéral est un phénomène courant dans le domaine des
eaux souterraines (Carlson and Graeff 1955). Elle est attibuée à la diminution de
pression au puits dans un aquifère. La réduction de pression fait que certains sels
dissous considérés comme instables seront beaucoup moins solubles. Le minéral classique et prédominant trouvé dans les incrustations est celui qui donne la dureté,
le carbonate de calcium. Il y en a d'autres parmi lesquels on peut citer les hydroxydes ferreux, ferriques et manganiques, le carbonate de magnésium aussi, jusqu'à
un certain degré.
Cependant, la solubilité du carbonate de magnésium est voisinede 1 000 ppm,
aussi 1'observe-t-on rarement en précipité. Ces minéraux précipitermt quelque soit
e métal ou le matériau de la colonne de captage ... et quelles que soient les runaurs que vous ayez pu entendre. On entend souvent dire :
On pourrait traduire également : plus trempés, plus aciérés. Il est connu qu'à l'air
libre un fer doux, parfaitement décarboné, s'oxydera beaucoup moins qu'un acier,
qui renferme du carbone1 "avide" d'oxygène.
- 7 -
"Les crépines en plastique ne s'incrustent pas comme celles en métal ; les crépines
"métalliques sont toutes conductrices de l'électricité. Le plastique, les fibres de
"verre, le béton et le (transite ?) ne sont pas conducteurs, donc avec eux, vous
"n'aurez pas d'incrustations".
Contrairement à ces affirmations :
Les dépôts incrustants de fer sur les crépines en plastique sont devenus
un véritable problème en Allemagne.
- Le renommé Dr Nazir Ahmad indique que les tubes en fibres de verre lanterr
nés, installés au Pakistan occidental depuis 7 ans, sont incrustés. Tubes et éléments lanternes étaient pourtant en fibres de verre.
- Dans les archives de Johnson Division des notes font état d'incrustations
dans des puits avec tubes et crépines en béton, par exemple dans la région d'Alton
East St Louis, Illinois.
Pour
chées tandis
les crépines
dable et que
expliquer pourquoi quelques crépines en plastique n'étaient pas bouque celles en métal l'étaient, on peut supposer habituellement que
métalliques étaient en acier doux ou autre matériau facilement corrole colmatage provenait des dépôts de corrosion.
Pour réduire ou éliminer les problèmes d'incrustation on peut :
prévoir plus d'ouvertures dans les crépines dans chaque puits concerné ;
réduire le rabattement avec des puits de meilleur rendement en effectuant
au mieux la conception, la réalisation et le développement ; et en réduisant le débit pompé sur chaque puits pour réduire le rabattement ;
prévoir des traitements chimiques périodiques, avec les produits appropriés
garder l'oxygène à bonne distance des tranches crépinées du puits. Par
exemple utiliser des packers ou des joints isolants s'il est impossible de maintenir le niveau dynamique à distance suffisante du sommet des crépines.
Les deux acides que nous utilisons pour détruire les incrustation sont l'acide sulfamique et chlorhydrique. La résistance des matériaux au traitement de l'acide chlorhydrique est donnée au tableau 6, par résistance décroissante de haut en
bas .
Le carbonate de calcium est facilement dissous par les deux acides. Il entre en effervescence à l'attaque de ces acides. D'autre part ces acides attaquent
les incrustations de fer plutôt lentement, spécialement l'acide sulfamique, à moins
qu'il ne contienne un accélérateur.
Généralement plus de 90 "L des problèmes d'incrustations minérales sont dues
au carbonate de calcium ou aux hydroxydes ferreux ou ferriques. Les incrustations
dues au manganèse, au carbonate de magnésium et au sulfate de calcium sont rares.
De nombreuses références dans la littérature conduiraient à croire que le sulfate
de calcium crée des problèmes dans les puits. En fait le sulfate de calcium est soluble dans toutes les gammes de pression normalement rencontrées dans les puits ;
en conséquence, une réduction de pression ne peut l'amener à précipiter.
l;a changement de température entraînera la précipitation du sulfate de calcium. A miaute température (au-dessus de 140° F = 60° C) le sulfate de calcium
moins soluble va précipiter. C'est pourquoi on rencontre de tels problèmes dans
les bouilleurs. La seule fois où nous ayons observé des dépôts de sulfate de cal-
- 8 -
cium, c'était dans des exploitations de lithium dans l'Ouest du Nevada. Ici, le
sulfate de calcium était en solution sursaturée (7 500 ppm) et nous pensons
qu'un changement de vitesse ou un léger changement de température à l'intérieur
du puits près de la surface, par comparaison avec celle des couches de terrain
aurait déclenché le dépôt des sels. Les dépôts étaient prédominants sur la colonne de refoulement de la pompe.
TABLEAU () -
1 2 3 -
4
5
6
7
-
RESISTANCE DES MATERIAUX AUX TRAITEMENTS A ClH
(en ordre décroissant)
La plupart des plastiques et fibre de verre
Acier inox 316 et 304
Bronze mangano-siliceux (Everdur)
Laiton rouge siliceux (laiton rouge ?)
Fer ARMCO
Acier doux
Béton
LES PROBLEMES DE BACTERIES
On sait que les colmatages d'origine bactérienne sont dus à divers germes de bactéries du fer, notamment les genres Gallionella, Crenothrix et Leptothrix. Ces organismes sont capables d'oxyder le fer et le manganèse dissous et
de les faire précipiter. La précipitation du fer et la croissance rapide des
bactéries crée un amas volumineux qui bouche rapidement les pores des matériaux
périphériques du puits ainsi que les crépines. Les réductions de rendement sont
frappantes. La figure 1 qui provient d'excellentes observations et enregistrements conservés par James B. Schultes, de la Compagnie Schultes, Woodbury, New
Jersey, montre ce que peut être le colmatage par les bactéries du fer et aussi
la fréquence des traitements nécessaires.
Les bactéries du fer et leurs problèmes apparaissent généralement :
dans les eaux peu profondes, ce qui indiquerait que la plupart sont aérobies ,
-
dans les eaux froides, vers des températures de 65° F (18° C) ; ou
dans les eaux riches en fer et manganèse, qui contiennent un ppm ou
plus de fer. Cette teneur est apparemment nécessaire pour maintenir la croissance des bactéries ; et
dans les eaux à faible résidu sec, soit moins de 1 000 ppm (1 g/1).
- 9 -
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L'effet colmatant d'une bactérie du fer (Gallionella)
sur le rendement d'un puits à débit élevé.
Il semble qu'il y ait aujourd'hui davantage de cas de bactéries du fer
que 15 ans plus tôt, et nous pensons que les spores des bactéries peuvent être
transportées d'un puits à l'autre. Il y a un cas typique en Caroline du Nord,
où sur un puits en service depuis plusieurs années on a relevé la pompe pour
une petite réparation. Immédiatement après les problèmes de bactéries du fer
ont débuté dans le puits.
SOLUTION DES PROBLEMES DE BACTERIES DU FER
Les problèmes de bactéries du fer ne peuvent être résolus d'une façon
définitive — en tout cas nous n'en connaissons pas d'exemple. Cependant la
croissance des bactéries peut être arrêtée et quelquefois contrôlée par l'emploi
de chlore. Des recherches au Canada (Grainage and Lund, 1969) indiquent que les
bactéries peuvent être tuées par une solution à 300 ppm de chlore après un contact de 18 heures. Plusieurs foreurs et ingénieurs ont utilisé un traitement à
l'acide chlorhydrique, d'abord pour dissoudre le précipité de fer enveloppant
les bactéries et ensuite pour faire subir un traitement de choc (300 ppm ou plus)
pour tuer les bactéries.
- 10 -
Un autre produit chimique également utilisable est le bioxyde de chlore.
On a obtenu de bons résultats avec ce produit, spécialement à Sàyreville, New Jersey. Au début on a cru que l'acide acétique était approprié au contrôle des bactéries du fer, mais les résultats obtenus ne sont pas exactement un succès. Néanmoins certains emploient encore l'acide acétique pour tuer les bactéries du fer.
En nouvelle Angleterre, on a essayé d'introduire du chlore en continu dans une
couronne de petits sondages situés à 3 m autour du puits exploité. D'après nos informations ce n'est pas le plein succès ! Cependant l'emploi d'Aquadene (fabriqué
par S tiles-Kern Cojrpora&an Waukegan, Illinois) pour maintenir le fer en solution à
une certaine cote dans les régions de Nouvelle Angleterre. Une entreprise de forages très expérimentée en la matière est la Compagnie R.E. Chapman, Oakdale, Massachussetts.
L1 Aquadene est censé fixer le fer de telle sorte qu'il ne précipité pas
quelle que soit l'élévation de température ou la chloration. Dans le Sud certains
utilisateurs d'Aquadene rapportent que le fer précipite pourtant lorsque l'eau est
portée à ebullition. Le succès d'Aquadene, en Nouvelle Angleterre, provient de ce
que les puits se colmatent moins vite qu'avant l'utilisation de ce produit.
On a dit que les bactéries du fer ne se développaient pas sur des crépines
en cuivre en raison de la toxicité de celui-ci. Le cuivre est un poison et il est
évident que sur un puits domestique exploité moins de 10 % du temps, il y a suffisamment de temps pour que la crépine en cuivre tue ou stoppe la croissance des bactéries du fer. Plusieurs faits peuvent être mis en lumière à ce sujet :
- En plusieurs endroits, dans 1'Indiana et l'Ohio, des crépines en acier inox
ont été colmatées plus vite que des crépines en Everdur bien que le pourcentage de
vide fût plus important sur les premières. Les eaux renferment du fer et bien qu'on
n'ait pas recherché les bactéries du fer sur toutes les eaux, celles qui ont été
testées ont révélé qu'il y en avait.
- A East St Louis, endroit réputé pour les bactéries du fer, des crépines en
Everdur sur des puits d'industries ont montré une moindre résistance au colmatage
que des crépines en acier inox.
Les bactéries du fer n'apparaissent pas dans les eaux très minéralisées,
chargées en chlorures, à température élevée (au-dessus de 75° F H1 24° C ) , dans les
puits profonds, en zones arides, dans les eaux riches en sulfates.
Les bactéries sulfato-réductrices sont des organismes anaérobies qui réduisent le sulfate en sulfure. Le sulfure se combine avec lhydrogène de l'eau pour
donner de l'hydrogène sulfuré. Celui-ci, naturellement, corrode rapidement l'acier.
Elles ne sont pas très répandues dans les puits de l'industrie, mais elles le sont
dans l'industrie du pétrole. On les trouve dans des eaux très différentes de celles
qui contiennent des bactéries du fer aussi ne faut-il pas s'attendre à les trouver
toutes deux dans les mêmes eaux. Dans ce pays il faut s'attendre à trouver des bactéries sulfato-réductrices dans l'ouest du Texas, dans le Nouveau Mexique, l'Arizona et le sud de la Californie.
Tous les détails exposés ci-dessus sont basés sur de vraies expériences
des problèmes de terrain au cours des 40 dernières années.
- 11 -
Cet article a été publié à l'origine dans GROUND WATER, Volume 10, n° 2
et il est publié ici avec la permission de l'auteur.
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
Carlson and Graeff, 1955. Geology and Economie Resources of the Ohio River Valley
in West Virginia. West Virginia Geological and Economie Survey, Morgantown, West
Virginia. June, p. 24.
Grainage J. W., and E. Lund, 1969."Quick culturing and control of iron bacteria".
Journal of American Water Works Assotiation, May.
Ryznar, John W., 1944. "A New Index for Determining the Amount of Calcium Carbonate
Scale Formed by a Water". Journal of American Water Works Association, April.
Ahmad Nazir, 1969. Tubewells Construction and Maintenance. Scientific Research
Stores, 4 Abkari Road. Lahore,- West Pakistan, 236 pp.
Water Well Journal, March 1973.
ANNEXE
D
U N NOUVEL INDEX POUR DETERMINER LA QUANTITE D U
DEPOT DE C O 3 C a FORME PAR UNE EAU
par John W . RYZNAR
- 1 -
JOURNAL N° 36 DE L 1 AMERICAN WATER WORKS ASSOCIATION
USA - avril 1944
UN NOUVEL INDEX POUR DETERMINER LA QUANTITE DU DEPOT DE CO 3 Ca FORME PAR UNE EAU
JOHN W. R Y Z N A R ^
Le but de cette recherche était d'obtenir une formule donnant un index quantitatif du dépôt de carbonate de calcium à toutes températures, jusqu'à 200° F,
(&' 93° C) et de prédire, si possible, la corrosivité des eaux non incrustantes.
Cette information était également souhaitée pour les eaux dans lesquelles les inhibiteurs du type polyphosphates ou phosphates à molécule anhydre étaient présents.
L'entartrage dans les canalisations de distribution et dans des appareils
domestiques de production d'eau chaude est bien connu. Les difficultés avec des dépôts de CO3Ca sont également un fait d'expérience dans divers types d'appareils de
refroidissement, parmi lesquels les condenseurs de centrales, les échangeurs et condenseurs de raffineries, les condenseurs d'amoniac, les appareils de conditionnement
d'air, les circuits de refroidissement de moteurs, e t c . . Ceux-ci parmi beaucoup
d'autres problèmes de dépôts indésirables, montraient la nécessité d'une formule
quantitative valable pour prédire le comportement d'une eau et recommander le traitement correctif nécessaire.
Les phosphates anhydres ont été étudiés à ce propos en raison de leur capacité à stabiliser une eau normalement incrustante, jusqu'à un certain point, et de
la sorte prévenir le dépôt de CO3Ca.
On pensa que cet index quantitatif ou cette formule pourraient être obtenus .
plus facilement par l'utilisation de valeurs et corrections pour les différents
équilibres de solubilité du CO3Ca.
Les facteurs affectant les équilibres de solubilité de C03Ca ont été étudiés
par de nombreux chercheurs. LARSON et BUSWELL (1) dans leur note sur "l'index de
saturation du carbonate de calcium et les interprétations de l'alcalinité" donnent
une bonne bibliographie de cette partie du problème. Le professeur W. F. LANGELIER
(2) a d'ailleurs le mérite d'avoir été le premier à attirer l'attention des techniciens de l'eau en formulant une expression générale à partir des différents facteurs facilement analysables dans une eau qui affectent la solution ou la précipitation de CO3Ca.
Sous une forme simplifiée et pour des eaux à pH compris entre 6,5 et 9,5
voici la formule de LANGELIER pour le pH auquel une eau est en équilibre avec le
carbonate de calcium :
pHs
=
(pK'2
-
pK's)
+
pCa
+
pAlk
K'2 et K's sont les constantes apparentes calculées à partir des constantes
thermodynamiques réelles K2 et Ks dont les valeurs ont été déterminées. K2 est la
seconde constante de dissociation pour l'acide carbonique, et Ks est le produit
d'activité du C03Ca. Le terme (K'2 - K's) varie avec la force ionique, les sels
dissous et la température.pCa est égal au logarithme négatif de la concentration
(*)
John W. RYZNAR, chimiste de la National Aluminate Corp, Chicago, Illinois.
2 -
de l'ion calcium en molécule par litre ; pAlk est le logarithme négatif de l'alcalinité totale de l'eau au méthyl orange en termes d'équivalents par litre.
LARSON et BUSWELL (1) utilisant des données plus récentes pour évaluer les
constantes et leurs variations avec la température et le résidu sec expriment comme suit la formule du pH de saturation du C03Ca :
pHs = log |f - log
Dans cette équation (Ca
en Ca et CO3Ca.
(C3++) - log
(Alk) + 9,30 +
2?5
1?
1?
1 + 5.3VT+ 5,5
) et (Alk) sont exprimées en ppm, respectivement
La différence algébrique entre le pH réel de l'échantillon d'eau et son
pHs calculé exprime le degré de saturation du C03Ca et s'appelle l'index de saturation ou :
Index de saturation
=
pH réel
-
pHs
Une valeur positive de l'index de saturation indique une tendance au dépôt
C03Ca et une valeur négative une tendance à la dissolution de C03Ca.
L'index de saturation est toutefois uniquement qualitatif et comme LANGELIER
l'a souligné, "l'index de saturation est une indication donnant une forte tendance
essentiellement qualitative mais pas un moyen de mesurer une quantité.
L'application de cette information est aujourd'hui importante pour protéger
contre la corrosion des canalisations des distributions d'eau publiques. Sous cet
angle elle a été bénéfique pour les chimistes de l'eau pour déterminer si, eu égard
au C03Ca, les eaux se situent "du côté" incrustant ou corrosif. L'index de saturation ne permet toutefois pas toujours de faire des prévisions, parce que certaines
eaux à index positif peuvent être parfaitement corrosives. Ce point a été observé
et relaté par HOOVER (3).'
Ceci est dû au fait que l'index de LANGELIER n'indique pas combien de C03Ca
sera déposé ; ou bien l'état de sursaturation existant suffit à produire un précipité ; ou bien il est assez élevé pour donner une pellicule protectrice. Ceci apparaît plus clairement à l'examen de deux eaux aux caractéristiques suivantes :
-
Eau a) Eau b) -
Tc> • m
T<> =
75»
750
cC
; PHS - 6 ; pH réel
; pHs - 10 ; PHréel
- 6,5 ; index de saturation
« 10,5 ; index de saturation
= +0,5
» +0,5
A partir de l'index de saturation IS on pourrait prédire que les deux eaux
sont également incrustantes. En réalité a) serait incrustante tandis que l'eau b)
serait tout à fait corrosive.
Un pHs de 6,0 montre que le calcium et l'alcalinité totale (TAC) de l'eau
doivent être élevés, tandis qu'un pHs de 10,0 indique que Ca et TAC sont bas. Donc
en réalité, dans ces conditions, le pHs est plus évocateur des caractéristiques de
l'eau que 1'IS. Un IS de + 0,5 dans le cas des eaux ci-dessus ne dit rien de cette
différence.
Dans le but d'éliminer la possibilité de mal interpréter un IS positif comme étant non corrosif ou incrustant, une nouvelle expression empirique est proposée
2
pHs
-
pH
La valeur obtenue par l'expression 2 pHs - pH est appelée index ce stabilité, pir commodité, et aussi pour la distinguer de l'index de saturation, ¡"et index de stabilité n'est pas seulement un index de saturation de C03Ca, mais il a aussi une signification quantitative. L'emploi de cette expression permet de typer les
- 3-
eaux d'une façon beaucoup plus précise quant à l'incrustation ou à la corrosion
potentielles.
Des données expérimentales ont été comparées avec cette expression de telle
sorte qu'une valeur semi-quantitativè puisse être déduite quant à la quantité de
C03Ca qui se formera et une estimation qualitative est possible en ce qui concerne
le risque de corrosion sérieuse.
A partir des eaux a) et
tes d'index de stablité IR (*) :
-
Eau a) Eau b) -
IS
IS
= +
= +
0,5
0,5
;
;
IR
IR
b)
=
=
ci-dessus on peut obtenir les valeurs suivan+
+
5,5
9,5
Contrairement aux IS pour ces deux eaux, les IR sont très différents. Les IR
sont positifs pour toutes les eaux. Les résultats d'expériences obtenus sur diverses
eaux indiquent que le comportement d'eaux naturelles et traitées aynt un IR de 5,5
seront semblables et donneront une quantité appréciable de tartre.
D'autre part, les eaux ayant un IR de 9,5 formeront une quantité limitée de
tartre et pourront être spécialement corrosives surtout à haute température.
L'effet du phosphate anhydre (de formule Na9 P7 022) sur IR a été étudié.
Les polyphosphates anhydres sont capables de stabiliser une eau par ailleurs instable. En présence d'une faible quantité de ces phosphates, une eau qui formerait
normalement un gros dépôt de CO3Ca reste stable pendant un temps assez long. Le mécanisme de cette action a été étudié par BUEHRER et REITEMEIR (4).
Des phénomènes semblables d'absorption de substances variées sur des faces
cristallines avec sursaturation consécutive ont été également étudiés et décrits
par MARC et WENT (5) et SAYLOR (6).
-
EXPERIENCES
Dans la détermination du pHs ou pH de saturation d'une eau les constantes
et les corrections en fonction de la salinité et de la température données par
LARSON et BUSWELL (1) ont été utilisées. Bien que la différence dans la réponse
finale entre les valeurs de LANGELIER et celles-ci soient petites, on sent que les
chiffres de LARSON et BUSWELL sont basés sur des données plus récentes et mieux
corrigées ; elles seront donc utilisées attendu qu'aucun auteur n'a basé ses corrections sur des expériences sur des eaux naturelles. Pour des valeurs élevées de
résidu sec et de température les valeurs ont été extrapolées à partir des formules
valables pour les bas résidus secs et températures, bien que nous admettions que
les corrections puissent être légèrement inexactes dans ces tranches supérieures.
On n'a pas tenté de contrôler expérimentalement pour les hauts résidus secs et
températures les valeurs ainsi obtenues des constantes K'2 et K's.
On a fait des expériences pour déterminer quantitativement le dépôt formé
par différentes eaux à 2 pHs - pH variable et sur différentes eaux à
2 pHs - pH identique.
(*) Note du traducteur : cet index est symbolisé dans la suite du texte par
IR = Index de RYZNAR.
-4 -
L'équipement pour exécuter ces essais est donné figures 1 et 2. La figure 1
montre la disposition de l'appareillage pour déterminer quantitativement le dépôt
de l'eau soumise à l'expérience. Dans les essais décrits, l'eau passait une seule
fois à travers le système. La figure 2 schématise l'équipement de la figure 1. Les
différentes parties de l'appareil sont : A, réservoir d'eau ; B, appareil à niveau constant ; C, réduction capillaire ; D, serpentin de pesage ; E, bain à température constante ; F, thermomètre ; G, bac de récupération de I1effluent.
Deux essais ont été faits simultanément en faisant passer l'eau testée dans
deux bains à températures différentes, chacune étant constante. Les serpentins étaient soigneusement lavés, séchés et pesés, avant et après chaque expérience pour
connaître la quantité de tartre déposé à partir de l'eau testée.
Des photos de serpentins propres et entartrés sont montrées à la figure 3.
Le serpentin entartré montre un développement progressif de l'amas de tartre en
fonction de la différence de température entre l'eau du réservoir, qui est à la
température de la pièce, et celle de 1'effluent testé.
Les températures constantes des bains étaient ajustées pour donner une température de 1'effluent, entre celle de la température de la pièce et le point d'ébulition, à tous les débits voulus. Les expériences décrites ici ont été faites
avec des températures d'effluents de 120° F, 160° F et 200° F ( # 49° C, 71° C et
93° C ) .
Ordinairement, les températures d1effluents ne variaient pas au-delà de + 2°F.
Tous les essais ont duré 2 heures avec un débit de 1 gallon par heure (3,78 litres),
L'appareillage décrit plus haut a été utilisé en laboratoire pendant plu?sieurs années et les résultats obtenus peuvent être facilement reproduits.
Le tableau 1 ci-après donne les erreurs possibles dans les poids de tartre
sur des essais identiques.
A la fin d'un test, les serpentins sont rincés soigneusement avec de l'eau
distillée pour évacuer le dépôt. Sans doute, par ce procédé de petites quantités
de tartre accroché peuvent échapper au lavage et expliquer les variations ci-après :
TABLEAU 1
Poids (en mg) de dépôt
dans le serpentin
0
5
15
30
100
200
à
à
à
à
à
à
Voir figures .
±
i
i
i
-
5
15
30
100
200
400
Les incrustations obtenues
avec des résultats de terrain. On
sorte que pour une eau donnant un
prévoir aussi bien celle qui sera
nant au bout d'un certain temps.
(•)
Variation expérimentale (en mg)
0
1
3
5
10
20
à
à
à
à
à
à
1
3
5
10
20
40
dans ces serpentins en verre ont été contrôlées
a de bonnes corrélations dans tous les cas, de
certain nombre de milligrammes de dépôt, on peut
sans ennuis que celle qui donnera un dépôt gê-
2 et 3 page suivante.
- 5-
Figure 1 - Montage expérimental pour l'étude de l'élimination des dépôts
dans une canalisation d'eau
I
A-FEEDWATER
8-CONSTANT HEAD DEVtî
C-CAPILLARY CONSTRICTION
D-WEIGHED COIL
E-CONSTANT TEMPERATURE BATH
F-THERMONIETER
G-EFFLUENT
^1i
1
III
fe
P
i
1
1
-B
%
1
iTfä
*\
i
ii
i
Figure 2 - Appareil pour les essais
d'incrustation
Figure 3 - Serpentins de verre utilisés pour
les essais d'incrustation
en haut : serpentin propre
en bas : serpentin incrusté
- 6 -
..Par exemple, dans le traitement des eaux pour locomotives on pourra prévoir aussi bien les difficultés que l'on aura avec les injecteurs en prenant
certaines eaux et comment traiter celles-ci, que celles qui ne donneront pas de
dépôts. Ceci permet des recommandations simples du traitement stabilisant ou
correctif nécessaire le plus adapté.
Dans le tableau 2 on expose les résultats d'un certain nombre d'expériences d'incrustation avec différentes eaux. Dans la plupart des cas on a ajouté du
carbonate de sodium pour accroître la tendance à l'entartrage. Dans ces cas là,
le carbonate de sodium a été ajouté et l'expérience commencée immédiatement. Une
série de tests sont également donnés dans lesquels le CO3Na2 fut introduit une
demi-heure avant le démarrage de l'expérience. Le pH a été déterminé au début de
l'essai sur un échantillon d'eau à la température de la pièce avec un Coleman 200
à électrode de verre. Le calcium et la dureté totale ont été déterminés sur l'eau
par l'habituelle titratium au savon et l'alcalinité par titratium au méthyl orange avec de l'acide sulfurique à N/50. Le résidu sec fut déterminé par méthode
gravimétrique sur l'eau brute. Lorsque du carbonate de sodium a été ajouté l'accroissement du résidu sec a été calculé. Le résidu sec n'a pas été déterminé par
méthode gravimétrique dans tous les cas parce que la correction du pH due à ce
résidu sec est minime. Le pHs a été calculé pour la température de l'essai.
Les résultats d'incrustation du tableau 2 sont reportés sur* le diagramme
figure 4, en fonction de IR (2pHs - pH) ; D'après ce diagramme, il est évident
que sans traitement de stabilisation, une eau dont IR est proche ou inférieur à
6,0 est nettement incrustante, tandis qu'un IR supérieur à 7,0 ne donnera pas de
revêtement protecteur de C03Ca. La corrosion constituerait un problème de gravité croissante si IR passait au-dessus de 7,5 ou 8,0.
Par ailleurs, avec un traitement stabilisant, on utilise dans ce cas un
polyphosphate de formule Na9 P7 022, une eau dont IR est aussi bas que 4,0 peut
être utilisée à des températures jusqu'à 200° F (+ 93° C) sans danger d'entartrage. Attendu que ces polyphosphates ont également un net pouvoir d'inhibition de
la corrosion, une eau dont IR se situe vers 7,0 à 8,5 peut être traitée avec profit avec ces polyphosphates. Des essais sont actuellement en cours pour déterminer plus exactement le type et la quantité de traitement requis pour obtenir une
protection contre la corrosion des eaux dont IR varie dans la gamme de corrosivité (IR > 7) .
D'après les 2 courbes de la figure 4 on aurait approximativement la quantité de tartre formé par une eau dont l'index IR peut être calculé ainsi :
pour IR compris entre 2,0 et 7,0, sans traitement
.,.
,
mg d'incrustation
-
=
44,700
( 2p Hs - P H)4,73
pour IR compris entre 2,0 et 4,0, avec 1,7 ppm de Na9P7O22 :
incrustation en mg
=
Bien que les points de ces courbes soient passablement rapprochés de celles-ci, on ne peut prétendre que toutes les eaux seront aussi correctement ajustées. Il est parfaitement possible, dans certains cas que IR puisse être faible,
indiquant une tendance à l'incrustation. Mais si l'alcalinité est due principalemeit à l'ion hydroxyle, il y aurait alors très peu de l'ion carbonate pour
donner du CO3Ca. Ceci serait spécialement vrai dans certaines eaux douces calcosodiques. Cependant on perçoit qu'une eau ayant un IR de 7,5 ou plus ne formera
pas de pellicule protectrice de C03Ca.
- 7 -
Tableau 2
Essais d'incrustation
Essais commencés immédiatement après addition de carbonate de sodium
Water Analysis in pprn.
Incrustation—mg.
ri
Test
'-
No.
H
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
114
114
114
114
155
155
155
232
232
232
215
232
232
304
304
304
304
465
465
465
465
465
465
465
430
Ca
M g M Alk.
pH
Cías
NaCl
SOsas Tolal
Na:SOi Solids
Temp.
of
TeífF
pH.
Stability
Index
2pH.-pH
a» C a C O i
72
72
¡2
72
70
70
70
150
150
150
152
150
150
133
133
133
133
301
301
301
301
301
301
301
304
42
42
42
42
85
85
85
82
82
82
63
82
82
171
171
171
171
164
164
164
164
164
164
164
126
103
132
183
68
169
264
241
246
280
246
298
324
324
130
322
390
322
350
472
535
470
470
470
550
530
1.7
1.7
1.7
i.7
13.3
13.5
13.5
6.8
6.8
6.8
8.0
6.8
6.8
25.5
25.5
25.5
25.5
13.7
13.7
13.7
13.7
13.7
13.7
13.7
15.4
29
29
29
71
188
188
188
120
120
120
85
120
120
386
386
386
386
200
200
200
200
200
200
200
190
163
190
240
160
380
490
470
380
420
380
390
460
460
410
760
830
760
550
630
690
630
630
630
700
740
7.90
9.10
9.50
6.70
9.70
9.90
9.75
8.90
9.20
9.00
9.30
9.30
9.10
7.65
9.70
9.82
9.70
7.25
8.65
8.90
8.60
8.55
8.60
8.90
7 JO
200
200
200
200
200
200
120
200
200
160
200
160
160
200
200
200
120
200
200
200
160
120
120
120
200
6.89
6.79
6.65
7.07
6.73
6.55
7.25
6.24
6.18
6.55
6.14
6.46
6.46
6.55
6.19
6.12
6.85
5.86
5.71
5.68
6.07
6.35
6.35
6.33
S«!
5.68
4.48
3.80
7.44
3.76
3.20
4.75
3.58
3.16
4.10
2.98
3.62
3.82
5.45
2.68
2.42
4.00
4.47
2.77
2.46
3.54
4.15
4.10
3.76
3.96
Blank
No
Treatment
1.7 ppm.
NaiPiOa
Added to
Water
0
36
105
0
95
147
0
2
3
0
6
117
130
66
4
183
55
325
405
119
74
93
0.0
5
22
0
77
5
0
202
253
0.5
0
124
280
5
0
12
5J
Essais réalisés et eaux analysées après 30 minutes de réaction du carbonate
de sodium ajouté
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
.17
108
109
120
110
208
226
260
312
405
415
440
440
66
61
68
65
137
157
137
143
260
260
.302
280
42
48
52
45
71
69
123
169
145
155
138
160
135
137
142
200
260
328
280
328
440
520
470
470
10.2
10.2
10.2
10.2
8.5
8.5
8.5
25.6
15.4
15.4
15.4
15.4
20.4
20.4
20.4
20.«
96
96
96
368
190
190
190
190
170
170
185
210
370
440
390
720
650
730
6S0
680
8.75
8.70
8.70
8.95
9.00
8.80
8.55
9.40
8.75
9.10
8.55
8.80
200
120
160
¿00
160
120
120
120
160
200
120
200
6.80
7.49
7.12
6.62
6.58
6.75
6.88
6.81
6.11
5.69
6.35
5.72
4.85
h.28
5.54
4.29
4.16
4.70
521
4.22
3.47
2.28
4.15
2.64
53
4
15
4
0
0
35
0.5
20
339
0
206
- 8-
450
¡LABORATORY RESULTS
RELATIONSHIP BETWEEN
STABILITY INDEX
AND INCRUSTATION
,400
Î350
TEMP. OF TEST
CURVE A
120* F
•
CURVE B~"
.
INCRUSTATION -
•
> 300
j
i
-VERY HEAVY SCALE
i 200
I
. 150
X
HEA<IVY SCALE AT ISO* F
: loo
i f — - - H E A V Y SCALE AT 60*f
50
3
4
5
6
STABIUTY mtXX
7
(2pH,-pH)
Figure 4 - résultats d e laboratoire
montrant la relation entre index de
stabilité et incrustation
HEAVY SCALE IN HOT WATER HEATERS
HEAVY SCALE IN HEATERS ANO COILS
SCALE IN HEATERS
SC'LE IN HEATERS
SCALE IN HEATERS
SCALE IN HEATER COILS
SOME SCALE AT 60* F
SCALE IN HEATER UNLESS POLYPHOSPHATE ADDED
SLIGHT SCALE-CORROSION HIGH TEMP.-POLYPHOSPHATE, PRESENT
NO DIFFICULTIES EXPERIENCED
COMPLAINTS NEGLIGIBLE
I
NO SCALE OR CORROSION
I
PfiACTICAUr N O RED WATER COMPLAINTS
ILY SLIGHT CORROSICN AT 150' F
SCALE IN MAINS
PRACTICALLY N O COMPLAINTS
ROSION |
QUITE CORROSIVE AT 150* F
CORROSION IN HOT WATER HEATERS
CORROSION IN COLD WATER UNES
SEVERE CORROSION-RED WATER
SOME CORROSION IN COLD WATER MAINS
32 REO WATER COMPLAINTS IN ONE YEAR
CORROSION IN COLO WATER MAINS
CORROSION IN COLO WATER MAINS
M W E R 0 U S COMPLAINTS OF RED WATER
SED WATER
•
(
SERIOUS CORROSION AT 140* F
234 RED WATER COMPLAINTS IN O N E YEAR
VERY CORROSIVE AT 190* F I
450
BETWEEN
SATURATIO N INOEX
UtO INCRlJSTATION
RELATIONSHI P
400
SEVERE CORROSION-RED WATER
350
300
CORROSIVE AT 60" F
¡250
CORROSIVE TO COLD WATER VAINS
I
: 200
3
150
100
50
I
VERY CORROSIVE AT 60* AND 150* F
CORROSION IN ENTIRE SYSTEM
SEVERELY CORROSIVE
TO MAINT
I
I ANO INSTALLATIONS
O
o
X Seal« Rtpo-Ud
• Complain
O Corrosion
Y
\
v
•
e
+ 4.0
ao
+3.0
+2.0
+1.0
0
SATURATION INDEX fpH-phy
•
-1.0
Figure 6 - Relation entre l'index de
saturation et l'incrustation
Figure 5 - Résultats d'exploitation superposés
à la courbe A de la figure 4
- 9 -
LARSON et BUSWELL (1) conseillent de mesurer le pH à la température à
laquelle l'équation pour déterminer le pHs doit s'appliquer et de choisir les
constantes pour cette température. Dans nos expériences les constantes étaient
prises aux températures de l'essai d'incrustation mais le pH était mesuré à la
température de la pièce. Ceci pour plusieurs raisons :
1) - On a supposé que les changements de pH d'une eau en fonction de
la température seraient pratiquement constants pour une différence de température donnée. Puisque la corrélation des valeurs de IR avec l'échelle de corrosivité d'une eau est relative, ce changement de pH en fonction de la température déplacerait simplement les valeurs de IR pour donner une figure légèrement
différente.
2) - Le pH est mesurable plus facilement et avec plus de précision à
la température de la pièce.
3) - Les eaux que nous avons expérimentées étaient à prédominance incrustante aux températures élevées des essais.
En mesurant le pH à ces hautes températures, la précipitation du C03Ca
se serait produite avec un abaissement consécutif du pH. Ainsi IR calculé dans
ces conditions pouvait être proche de zéro alors qu'en réalité un tel dépôt
formé dans cet intervalle de temps sur une véritable installation aurait incrusté notablement un circuit de chauffage ou un injecteur;
Attendu que l'on a obtenu une relation satisfaisante entre IR et la
quantité de tartre pour des eaux couvrant une large gamme d'alcalinité totale
on admettra qu'il soit préférable de mesurer le pH à, ou très près de, la température de la pièce (22° C) et d'utiliser les constantes pour la température
plusélevée prévue dans le calcul du pHs en vue de^pronostiquer le comportement
de l'eau à cette température.
Pour déterminer la représentativité des résultats de laboratoire, un certain nombre de cas ont été pris au hasard dans les données de la littérature et
dans nos archives, lorsque les analyses étaient complètes et que le comportement
de l'eau était connu. Ceux-ci sont publiés dans le tableau 3. Les valeurs de
pHs ont été calculées à partir de la formule de LARSON et BUSWELL.
Dans la plupart des cas donnés au tableau 3 les textes donnent très peu
d'informat ions concernant l'état des canalisations d'eau froide. Dans la plupart
des cas IR indique une tendance à la corrosivité. Naturellement les réactions
en eau froide peuvent être lentes et échapper à lbbservation, mais il apparaît
que les tubercules de corrosion ont été pris dans de trop nombreux cas d'un
point de vue pratique, comme quelque chose qui devait arriver. La note de
WILSON (7) sur l'état des conduites d'eau dans les villes américaines typiques
et le rapport du comité N.E.W.W.A. (8) sur les coefficients de frottement dans
les tuyaux et leurs effets sur la durée de ceux-ci sont pleins d'intérêt à ce
titre. Le rapport du N.E.W.W.A montre que d'après des tests sur 473 conduites
de 19 systèmes différents la perte moyenne de capacité de tuyaux de fonte revêtus de bitume était de 52 7« après 30 ans de service. Des petits tuyaux transportant de l'eau agressive peuvent perdre plus c'e 60 °U de leur capacité pendant
ce laps de temps. Ceci représente une sérieuse perte d'argent. Quoique la tuberculation due à la corrosion dans la plupart des cas soit à l'origine des réductions de débit par accroissement du frottement, dans certains cas il s'agit
d'incrustations formées par une eau en déséquilibre. Les pertes de débit dues
à la 'orrosion et à l'incrustation ont été mesurées et les résultats présentés
par HALE (9) proviennent d'une série d'expériences à grande échelle sur l'eau
de CATSKILL à laquelle différentes quantités de chaux ont été ajoutées. Ces
- 10 TABLEAU 3
Comportement d'eaux d'exploitation, à index de stabilité différents
Water Analysis in ppm.
\o.
City or Plait
B
Ca
MK
Actual Temp.
M
aas SO. as
NaCI Ni,SO,
asCaCO:
1 La Grange, HL
Well wasv
2 Above walar Itmonolit« softeoad
i
iii Granee, IH.
p H increased
i
Columbu vnio 1
Before - . ¿rbomstira
i
Sun>
So. 4
E»ri :«nod
after recarbanatira
S S a m e a* N w . 4
1
In!' •: jr .
832 528
326 397
Su
66<t
pH
Stability
Indu
pH.
pII.-rH
Remarks
Total
Solids
1160
6.8
50
140
6.72
6.03
6.12
5.26
ileavy scale in heaters, coils,
etc.
Severe corrooon and red
va ter
Water stabilized vith phosphate—no difficult» experienced
81
43
41
38
31
615
730
8.3
59
140
9.00
8.13
9.7«
7.Ü«
75
27
48
116
36
640
855
9.3
511
140
8.51
7.83
7.72
6.3«
59
140
8.17
7.79
6.94
5.5S
Scale in mains
Scale ia beaters
Red water and corrosion
M
57
275
10.0
57.5
25
275
9.0
59
8.82
8.64
140
8.14
7.28
—
50
-»-ind
35
250
9.1
59
8.73
8.35
140
8.05
7.W
uorroflion
7
Saoit is N o . 4
i T^WÎ^I y^rio*»
52
3!»
235
9.7
59
140
8.64
7.96
«.if.
6.23
St~tilized Kith phosphate
Some scale, some corrosion
at very high temp.
8
Dayton. Ohio
380 2M
110 277
488
7.3
59
140
7.18
8.63
7.06
6.00
Scab: ia beater »ils
9
Springfield. Ohio
361
131 270
476
7.5
59
140
7.18
6.65
6.86
5.80
Scale in beaten
«S
210
600
7.66
59
140
7.87
7.20
8.08
6.74
Practically no red water
complaints
11
!."•
27
9.00
10
BCTTTIV Hilk Calit«
Averaee effluent
11 East Bay, Calif.
Areran
M o W u m n e Supply
12 Samt as N o . 11
Lime added
13 P a n d c u *
Deril» Gale Tamxi
14 San Francisco
Heteh Hetchy
Resernr
15 San Mal«o. CaM.
Reservoir Sution S
6-15-37
230
15*
lí«
5.5
35
59
9.84
9.88
140
8.97
».at
21
42
9.00
59
140
9.35
8.68
9.70
8-3S
267
470
7.32
59
140
7.29
6.62
7.«
5.8L'
8
58
16
160
7.0
7.3
59
10.19
13.38
140
9.52
12.04
59
140
8.62
7.95
9.94
8.50
234 red water complaints—
1935-38
3Î waaplaints—1936-37
Red water difficulties (sir
•Ott)
Badly eorrosne to m a i » and
installations *
Numerous complaints of red
water
1« Same as No. 13
38
74
170
8.9
59
140
8.30
7.63
7.70
6.36
Compíainte greatfr redooKi
17 San M a t » Calif.
44
65
110
8.6
59
110
8.45
7.78
S.30
6.W
Complainte practically efinnated
54
T9
130
8.8
5!)
\V3
S.29
7.62
7 7S
&4i
Lime treatments in use.
Complaints negligible
Limeaddr«
8-25-37
Rsserroir Statira 7
5-17-37
15 Same as Nu. 17
8-23-37
1
Examples 4 to 10frrtr<iata hv C . P . Itoover, Jour. A . W . A . A . . 34: 1425-45 (1942).
t Examples 10 to 19 from data by F . E . D e Martini. Jour. A . W . W . A . , 30: 85 (1938).
* N o . 13. This water appears to be an exception and it is sugsisted that red water condition? postihty due to presence of iron or
sulfate-reducinf bacteria.
suite du tableau p. 11
Traduction de quelques mots des remarques
scale : incrustation, tartre
heater : radiateur
mains : canalisations
coils : serpentins
complaint : plainte
lime : chaux
heavy : lourd, important
slight : léger, faible
- 11 -
tableau 3 (suite)
Water Analysis in |i|»m.
So
City 'ir Pl»nt
H
Ca
Mir
M
CI a S O . a Tota
NaC Na-SO Solid
pH.
Stability
Index
2pH.-pI
Remarks
59
140
9.1b
8.49
11.32
9.98
Corrosion of cold water mains
70*1. loss :r. carrying capacity
in32-i'. >r.
59
10.01
13.12
Corrosive
150
9.26
11.62
Very corrosive—alxjut 3.5
times that at lower temp.
Aetna Temp
pH
as C a C O :
1!)
Newark. N . V.»
a>
N e w York City <
Controlled »perimental testa on
large scale
R a w Catskill Supply
22
54
7.0
10
20
6.9
21
Añore water
Plus 4.5 p p m . lime
15
10
25
8.4
59
150
9.66
8.91
10.92
9.42
Corrosive
Only slightly lera corrosive
than raw water
22
S a m e plus
13 p p m . lime
25
18
35
9.7
59
130
9.20
8.45
8.70
7.20
Corrosive about 1.3 times
that at lower temp.
23
S U M plus
23 ppm. lime
35
26
45
10.1
59
8.92
7.74
150
8.16
6.22
Slightly less corrosive in cold
(ban N o . 22 above
N o scale but much less corrosive than N o . 22 above in
hot
24
25
Same plus
63 ppm. lime
87
59
80
10.3
59
130
8.18
7.43
6.06
4.56
S o m e scale
Heavy C a C O t scale
Same plus
100 ppm. lime
115
98
120
10.7
59
ISO
7.80
7.05
4.90
3.40
Heavy scale
Heavy scale
45 120
270
9.6
150
7.90
6.20
Scale in hot water heaters
unless stabilised with polyphosphates
26
Example 1 >
21
Example 2
67
36
28
Example 3
30S
202
2»
Example 4
30
Example 5
72
31
97
46
51
31 128
106
G5
3$
17
145
7.10
140
7.96
8.82
Serious corrosion
252 910
1100
7.30
59
7.33
7.36
Corrosion in cold water lines
and feed lines
125
510
7.60
59
8.09
8.58
Corrosion in cold water mains
19
155
9.70
140
8.43
7.16
Corrosion in hot water
heate/s
31
Sxampie 6
55
38
17
8
68
7.0
50
9.37
11.74
32
Example 7
308
20.5
103
262
336
7.4
140
6.56
5.72
Scale in heater«
265
1100
7.8
140
6.47
5.14
Heavy scale in hot water
heaters
163
7.9
5»
8.06
8.22
140
7.39
6.88
Very small amount of corrosion in mains
Dnly alight corrosion—
water quite stable
V, Example»
34
Chieaeo tap water
290
114
72
42
103
1.7
29
Corrosion in entire system
35
Highland Park. Mich.« 97
p H increased with
NaOII
67
30
86
120
8.1
59
140
8.16
7.49
8.22
6.88
i'ery little c o m m o n apparent
Very little scale or corrosion
36
Lake Erie water '
87
33
87
156
7.6
59
140
8.05
7.38
8.50
7.16
Orrosive
120
• From paiwr by Win. G . Banks. lour. A . « " . H . A . . 28. I H R (I0.W.
•Examples 20 in -¿I, from data by r. K . Hale. .¡our. A . W . W . A . , 26: 1315-17 (1931); M i . 27: ll9tM224 (1933) Set alto \ V F
Langlier, Jour. \ . W . W . A . . 28: 1516-17 (19.WI.
' '
• Example* 2;i to 31 tasen at random from files of National Aluminat« Corn., Chicago, III., and represent conditions before corrective
treatment applied.
• From paper by I. L . Dahljelm, Jour. A . W . W . A . , 33: 286 (1941).
' From paper by G . D . Xoreom, Jour. A . W . W . A . , 30: 1353 (1938).
- 12 -
données confirment bien les résultats prévisionnels d'après la figure 4 de
cette note. On remarquera que la corrosion, et non l'incrustation, apparaissait
dans les tests avec 13 et 23 ppm de chaux additionnelle, quoique l'index de
LANGELIER était respectivement de + 0,5 et + 1,18 à 59° F (15° C) et de + 1,25
et + 1,94 à 150 ° F (65,5° C) température d'eau chaude des essais.
Le travail expérimental de HALE (10) montre un très net accroissement de
débit avec l'eau rendue moins corrosive par augmentation du dosage de chaux et
l'accroissement de la sursaturation du CO3Ca.
Les données du N.E.W.W.A indiquaient que toutes choses étant égales par
ailleurs, il y avait une corrélation entre la valeur du pH de l'eau transportée
et le taux de perte de débit dans les conduites. Les eaux à pH = 6,5 donnaient
des pertes doubles en un temps donné que celles à pH = 8,0.
A partir des données disponibles, il apparaitrait donc qu'une eau proche
de 15° C, dont IR i=t 6,0, à laquelle un traitement stabilisant de polyphosphates a été ajouté donnerait les meilleurs résultats quant à la corrosion et/ou
l'incrustation dans le réseau. Dans ces conditions la corrosivité due au C02
agressif serait proche du minimum dans la plupart des cas.
Dans l'ensemble, les données de terrain correspondent très bien avec les
résultats de laboratoire pour les différents IR. Ceci apparaît sur la figure 5
dans laquelle les données du tableau 3 sont superposées à la courbe figure 4.
On a retenu uniquement les valeurs pour lesquelles un renseignement clair est
donné pour une gamme particulière de températures.
Il est évident qu'avec un IR de 7,5 ou plus grand à 140° F '(60° C ) , la
corrosion est sensible. Avec IR = 9,0 ou plus, la corrosion est grave.
Il reste à espérer que l'index de stabilité augmentera l'utilité de l'index de saturation, et qu'il contribuera à améliorer la qualité de la prévision
des caractéristiques d'incrustation ou de corrosivité des eaux.
L'auteur tient à remercier ceux qui l'ont aidé par leur suggestions :
Dr P.G. BIRD, Directeur de recherche, W. H. THOMPSON, Directeur de service et
I. A. HOLMES, Vice-Président adjoint, tous de la National alumihate corporation.
REFERENCES BILBIOGRAPHIQUES
1 - LARSON T.E. & BUSWELL A.M.. Calcium Carbonate Saturation Index and Alkalinity Interpretations. Jour. A.W.W.A., 34 : 1667 (1942).
2 -
LANGELIER W . F . . The Analytical Control of Anti-Corrosion Water Treatment.
Jour A . W . W . A . , 28 : 1500 (1936).
3 -
HOOVER C . P . . Stabilization of Lime-Softened Water. Jour. A . W . W . A . ,
1425 (1942).
34 :
4 - REITEMEIER R. F. & BUEHRER T. F.. The Inhibiting Action of Minute Amounts
of Sodium Hexametaphosphate on the Precipitation of Calcium Carbonate
from Ammoniacal Solutions. II. J. Phys. Chem., 44 : 552 (1940).
5 - MARC R. & WENK, WALTHER. Über die Kristallisation aus wässerigen Lösungen.
III. Z. Physik. Chem., 68 : 104 (1909).
- 13 -
6 -
SAYLOR C. H.. Calcite and Aragonite. J. Phys. Chem., 32 : 1441 (1928).
7 - WILSON E. K.. Conditions of Mains in Typical American Cities. Jour A.W.W.A.,
28 : 1304 (1036).
8 - BARBOUR, FRANK A., BRUSH W. W.; HOUGH, LAURENCE C , SHERMAN, CHARLES W., &
KILLAM, ELSON T.. Progress Report of th Committee on Pipeline Friction Coefficients. Jour. N.E.W.W.A., 49 : 106.(1935).
9 - HALE F. E.. Pipe Corrosion Experiments, Catskill Supply, New York City.
Jour. A.W.W.A., 26 : 1315 (1934).
10-
HALE F. E.. Effect of Excess Lime Hydrate Upon Corrosive Soft Water. Jour.
A.W.W.A., 27 : 1199 (1935
- 14 -
DISCUSSION
W.F. LANGELIER*
La méthode directe d'estimation des tendances à l'incrustation de l'eau
de l'auteur est tout à fait remarquable. Malheureusement les données expérimentales présentées au tableau 2 sont limitées à un type d'eau caractérisé par une
faible valeur de pHs. Nous suggérons que la même technique expérimentale soit
utilisée pour étudier les tendances des eaux à la corrosivité aussi bien qu'à
l'incrustation. Dans ces essais les eaux traverseraient les serpentins de verre renfermant des incrustations préalablement pesées et les pertes en poids de
celles-ci seraient notées. Si la théorie de la saturation de la protection
d'un tuyau contre la corrosion est valable, des essais de corrosion de tuyau
seraient effectués, non pas par contact direct avec une barre de métal comme
habituellement, mais par contact avec un matériau qui aurait été protégé par
la formation d'une mince pellicule.
La citation de M. RYZNAR sur le fait que l'index de saturation (pH - pHs)
est une mesure donnant une forte tendance essentiellement qualitative et non
quantitative, est correcte. Bien qu'il accepte la validité et la signification
du terme pHs, il dénie que celui-ci puisse être utilisé quantitativement ou
même qualitativement avec les eaux faibles en calcium et en alcalinité sans lui
appliquer un coefficent empirique auquel il attribue une valeur de 2. Puisqu'il
s'agit là du principal désaccord de l'auteur et sa raison pour plaider l'usage
d'un nouvel index de stabilité et puisque d'autres chercheurs ont mal interprété le sens exact de l'index de saturation, il semblerait qu'une clarification
plus poussée soit souhaitable.
L'index de saturation n'est pas une valeur déterminée sur un échantillon
d'eau pris en un point d'un réseau qui puisse être appliquée à un autre point du
réseau après modification de ses caractéristiques par incrustation ou corrosion.
Ceci est spécialement vrai pour des eaux peu tamponnables faibles en calcium et
alcalinité. Dans de telles eaux les altérations de composition sont appréciables
et l'index de saturation change d'une façon notable lorsque l'activité croît.
Ceci, cependant ne saurait entacher la valeur de.l'index, même pour des eaux peut
tamponnables. Il faut seulement que l'échantillon soit vraiment représentatif de
l'état de l'eau au point du réseau où l'on désire connaître son activité. Quand
l'auteur déclare que deux eaux différentes, ayant le même index, peuvent être incrustantes dans un cas et corroder les tuyaux dans l'autre, il faudrait admettre
que cette incohérence provient de notre incapacité à déterminer clairement les
valeurs exactes de pHs et de pH. En cela nous sommes en désaccord avec les dires
de l'auteur selon lesquels en doublant simplement la valeur de pHs et en changeant les signes on obtient un index différent et nouveau qui aurait une signification quantitative bien plus grande et qui permettrait de typer la tendance à
l'incrustation ou à la corrosivité des eaux d'une façon beaucoup plus précise.
La signification essentielle de l'hypothétique quantité représentée par
le terme pHs est sa valeur constamment changeante avec le changement progressif
de caractère analytique tant que l'activité se poursuit. Le fait que les données
expérimentales présentées par l'auteur au tableau 3 montrent que le diagramme
des milligrammes de dépôt sont plus proches de la courbe de l'index de stabilité
Professeur de Génie sanitaire, Université de Californie, Berkeley, Californie.
- 15 -
(courbe A, figure 4) que de l'index de saturation (figure 6) confirment difficilement les conclusions qui en découlent.
Parmi les essais, tous ceux qui présentaient une incrustation significative étaient ceux effectués sur des eaux dont Ca et TAC étaient élevés. Les
plus hauts pHs représentés (7,3) limitent les conclusions aux eaux dures de ce
type.
En outre, dans les méthodes expérimentales utilisées, il y a au moins
deux importantes erreurs d'hypothèse. Il s'agit :
Io/ -
de la durée limitée admise pour atteindre l'équilibre, et
2°/ - l'hypothèse qu'on ne fait pas d'erreur appreciable en utilisant
les constantes de LARSON et BUSWELL tout en négligeant la mesure du pH réel à
la température de l'expérience.
;
L'hypothèse qu'un dépôt nul dans le serpentin du dispositif expérimental,
après deux heures d'attente, serait également nul dans les conditions réelles
d'une canalisation d'eau — dans laquelle on a tout aussi bien des périodes de
fonctionnement que des périodes d'arrêt pendant de longues heures — est probablement sujette à une erreur appréciable.
CLOTURE DU DEBAT PAR L'AUTEUR
L'auteur s'est donné comme objectif d'obtenir un index simple, utilisable
pour prédire le comportement des eaux de types variés à diverses températures.
Les erreurs d'hypothèse relevées par le Professeur LANGELIER ont déjà été
discutée dans cette note :
1 - Puisque le but de ce travail est d'arriver à un index simple et pratique, le pH a été mesuré à la température de la pièce parce que c'est comme cela que le font la plupart des opérateurs et des laboratoires.
2 - L'emploi des constantes de LARSON et BUSWELL a été discuté ainsi
que les limites de celles-ci.
3 - La durée d'attente pour obtenir l'équilibre a été estimée suffisante,
Elle semblerait très bien reproduire les résultats-de terrain comme on l'a vu
en comparant la position des IR entre l'incrustation et la corrosion sur la figure 4 (courbe d'eau traitée) représentant les essais de laboratoire, et la figure 5, représentant les essais sur le terrain. Le point d'incrustation nulle
est très proche de la même valeur de IR dans les deux cas.
De nombreuses expériences ont été faites avec des eaux de pHs élevé,
c'est-à-dire au-dessus de 7,5, mais dans tous les cas il n'y a pas eu de dépôt
dans les serpentins. Ces points n'ont pas été inclus dans cette note, attendu
qu'ils concernent une étude de corrosion plutôt qu'une étude d'incrustation.
Comme indiqué plus haut, un travail est actuellement en cours sur la corrélation entre la corrosion et IR.
L'étude de la figure 5 montre le changement progressif de tendance depuis l'incrustation vers la corrosion avec l'accroissement de IR. On n'a pas
- 16 -
cela en traçant le diagramme des eaux à partir de l'index de saturation.
Que l'information obtenue par IR n'ait pas de rapport avec l'index de saturation est très clair d'après les exemples 5, 9 et 17 du tableau 3. En tabulant les informations de ces eaux à 140° F (60° C) on obtient les résultats du
tableau 4 :
TABLEAU 4
pHs
PH
réel
Index de
saturation
pHs - pH
9
17
6,65
7,78
7,5
8,6
+ 0,85
+ 0,82
5,80
6,95
5
8,14
9,0
+ 0,86
7,28
Exemple
N°
IR
2pHs - pH
Caractéristiques de l'eau
Incrustante dans les radiateurs
Pratiquement sans risque de
corrosion
Eau rouge et corrosion
Dans les exemples ci-dessus les index de saturation sont presque identiques
bien que le comportement des eaux soit largement différent. Cette différence apparaît immédiatement sur IR de ces eaux.
Dans les 36 exemples du tableau 3 extraits de rapports d'exploitants, la
corrosion était le principal problème dans 20 cas. Sur ces 20 cas de corrosion,
11 présentent un index de saturation positif. Ceci indiquerait bien qu'un index
positif de saturation ne puisse garantir que la corrosion ne sera pas la réaction
prédominante.
L'index de stabilité décrit par l'auteur marque mieux la différence entre
ces eaux et précise que l'eau sera dans la zone incrustante ou non, que ce soit
avec ou sans inhibiteur du type polyphosphates.
ANNEXE E
Extrait de "Terres et eaux", n° 27, 1955/56
La protection cathodique des tubages
des puits à grand diamètre
au Chott Chergui
par
René-Marie BERTHIER
Coiueil Scientifique de VAl%éric
Dirteítur du Laboratoire
de Recherche Scientifique
et d* Perfectionnement Technique
i Grenoble et à Aller
et
Michel VERIT
Ingenieur du Laboratoire de Recherche
Scientifique et de Perfectionnement
Technique
L a protection -cathodique des ouvrages métal-1
Miques enterrés n'est pas une technique nouvelle,
et, depuis plus de vingt ans, de multiples applications ont amplement démontré et son efficacité et
sa rentabilité.
Il n'est d'ailleurs pas sans intérêt de rappeler
que la première utilisation clans le monde de ce
procédé pour la protection d'ouvrages en béton
armé a été le fait du Service des Irrigations
(Conduite du H a m i z en 1941). E t ce m ê m e Service, devenu Service de la Colonisation et de l'Hydraulique, n'a pas hésité, plus tard, à extrapoler la
méthode jusqu'à lui confier la protection des tubages des forages à grand diamètre au Chott Chergui, ainsi que la protection de barrages et autres
grands ouvrages.
Cependant, malgré tant de réalisations doublée»
d'autant de réussites, certains techniciens ne font
encore appel à la protection cathodique que i»ur
essayer de sauver des ouvrages en posture déli-
cate; il est alors souvent difficile, parfois impossible, d'intervenir.
Certes l'utilisation à titre « curatif » de ce procédé en constitue une application fort importante,
mais, dans bien des cas, son utilisation à titre
€ préventif > permettrait des économies importantes de matières, de main-d'œuvre et d'énergie,
en autorisant bien des audaces.
Il est donc important de prévenir le technicieri
des dangers de la corrosion en lui donnant la possibilité d'établir ses projets de la manière la plus
économique sans surestimer ou sous-estimer les
risques encourus.
C'est pourquoi, avant de décrire en détail les
installations de protection en service au Chott
Chergui. nous essaierons de rassembler, dans une
première partie, les quelques notions pratiques que
le projeteur doit avoir présent à l'esprit toutes les
fois qu'il doit implanter un ouvrage dans un
milieu agressif.
PREMIÈRE PARTIE
GÉNÉRALITÉS SUR LA CORROSION
DÉFINITION DE LA CORROSION DES ACIERS
• L e fer. dans les conditions ordinaires de température, décompose l'eau pour donner des
hydrates tic fer et de l'hydrogène.
C'est ¡Knirquoi, sauf précautions spéciales, tous
les ouvrages en fer sont appelés, à plus ou moins
longue échéance, à périr par corrosion dès qu'ils
sont susceptibles de se trouver au contact de l'eau.
Mais cette attaque e>t plus ou moins rapide. >uivant la nature physico-chimique du milieu conte
nant cette e;in. les matières minéral1 s constitutives
55
s
de ce milieu n'intervenant d'ailleurs qu'à l'état de
dissolution, c'est-à-dire sous furme d'ions.
L'évolution île la réaction dépend alors essentiellement de.- divers autres ions contenus dans la
solution, i|iii pourront, soit accélérer, soit freiner,
voire stop|>er l'attaque.
Il faut surtout retenir <|iic l'eau constitue le facteur nécessaire de la corrosion. Klle est, en outre,
dans les sols, le seul élément électriquement
conducteur, sa conductivité étant, bien entendu,
fonction de sa composition ionique.
LES F A C T E U R S C H I M I Q U E S D ' A C C É L É R A T I O N
sensiblement plus complexes, le tout étant encore
fortement influencé par les conditions locales.
("est ainsi qu'une immobilisation de l'eau sera
le plus généralement favorable à une ]iassivation
rapide du 1er. cependant qu'une circulation rapide,
en détruisant le film isolant et en maintenant
constante la coni|>osition ionique de l'électrolyte,
accélérera grandement la corrosion.
A cette action chimique peut d'ailleurs se superviser une action inccanii/nc, ainsi que cela se produit dans les phénomènes de cavitation.
L'aération du milieu joue également un rôle.
Enfin, dans certains cas, la présence de certaines
bactéries peut être à l'origine d'une corrosion souvent extrêmement rapide du fer.
l'ai ordre d'importance, nous citerons :
— L'aciditc — O n peut en effet écrire la réaction suivante :
Si, dans la solution il existe de nombreux ions
H + , c'est-à-dire si son p H est bas, une grande
quantité de métal aura tendance à passer en solution sous la forme d'ions ferreux F e + + .
Si l'acidité est grande, donc le p H très bas,
inférieur à 5 par exemple, la corrosion devient
brutale. N o u s dirons alors qu'il y a attaque chimique. A u demeurant, un tel phénomène ne s'observe jamais dans les conditions habituelles.
— La salinité ou activité des ions sulfate
( S O 4 ) chlorure (Cl~) carbonique
(CO 3 ~) sulfure (S~),
— les composés ammoniacaux,
— des matières organiques, telles que l'humus,
végétaux vivants ou morts, amines, etc.,
— certains gaz dissous (gaz carbonique C O 2 ,
hydrogène
sulfuré H ' S , ozone O \ chlore
Cl 2 ).
— enfin. les hydrates de fer et de manganèse et
les argiles sont des catalyseurs de corrosion.
LES F A C T E U R S C H I M I Q U E S
DE RETARDATION
L'alcalinité — U n p H élevé ralentit la vitesse
de corrosion et la stoppe même, dès qu'il
devient supérieur à 12, en l'absence de sels.
certains sels oxydants,
l'oxygène dissous en milieu moyennement
alcalin.
INFLUENCE DES CONDITIONS LOCALES
56
Dans la réalit-', plusieurs des facteurs enumeres
ci-dessus coexisteront, rendant les phénomènes
Les courants continus.
Parmi toutes les conditions locales citées cidessus, une place importante est réservée aux courants électriques continus circulant dans le sol,
car le plus souvent une corrosion électro-chimique
se superpose à la corrosion chimique.
E n règle générale, la corrosion électro-chimique
ne peut guère aggraver une forte corrosion chimique, mais si cette dernière est faible ou quasi
inexistante, la corrosion électro-chimique peut
alors prendre une ampleur considérable.
Les courants susceptibles de provoquer cette
corrosion électro-chimique peuvent se classer en
trois catégories:
— courants de retour d'installations électriques
continues (par exemple un réseau de tramways
électrifié en continu) que Ton appelle alors
courants vagabonds,
— courants d'origine mal définie, de faible intensité mais de grande amplitude, dénommés courants telluriqties,
— courants engendrés par l'ouvrage métallique
lui-même ou courants autonomes.
Ces derniers courants pourront n'intéresser
qu'une partie, parfois m ê m e microscopique, de
l'ouvrage et seront dits locaux.
Ils pourront aussi intéresser la quasi-totalité de
l'ouvrage et seront alors qualifiés de courants
généraux.
Qu'ils soient locaux ou généraux, ces courants
autonomes seront toujours provoqués jwr les hétérogénéités de la surface du métal ou du milieu
ambiant, susceptibles de modifier' localement le
.potentiel du fer, donc de créer les différences de
potentiels nécessaires à la création d'un courant.
Les irrégularités de forme ou de structure granulaire du métal de l'ouvrage, ses impuretés accidentelles (traces de métaux étrangers ou de sels),
ou voulues (soudures, surface de contact de
métaux difieren ¿s") sont souvent à l'origine de courants locaux.
Les différences de nature géologique, d'humidité. d'aératiiHi, de salinité des différents terrains
d'implantation d'un m ê m e ouvrage engendrent les
courants généraux, d'où le terme de « pile géologique», utilisé par certains auteurs.
Enfin, l'aération différentielle de deux parties
d'un m ê m e ouvrage peut également provoquer des
courants, locaux ou généraux, en général au
détriment de la partie non aérée qui constitue alors
l'anode.
qui freinent la corrosion et peinent l'arrêter. C e
phénomène a rec.ii le n o m de pitsshation.
Sur chacune de ces plages, le dépôt d'un ion
s'accomiKigne de l'évacuation de l'ion complémentaire.
K n définitive, si les conditions extérieures autorisent la modification locale des concentrations, et
si la densité de courant est suffisante, on voit la
corrosion se stopper sur les plages cathodiques, et
s'amplifier an contraire sur les plages anodiques.
C'est là le principe m ê m e de la protection cathodique.
ACTION DES COURANTS CONTINUS
Quelles que soient leurs origines, tous ces courants pénètrent dans le fer dans certaines zones
ou playes cathodiques et en ressortent u n peu plus
loin en des plages dites anodiqitcs, le circuit se
refermant par l'intermédiaire de l'électrolyte.
Sur les plages cathodiques se déchargent les
ions positifs ou caillions, tels que l'ion hydrogène
H * " , l'ion sodium N a + , l'ion calcium C a + , l'ion
potassium K + , l'ion magnésium M g + + , etc., ainsi
que certains ions métalliques.
Sur les plages auodiques, se déchargent les ions
négatifs ou allions. Parmi ceux-ci, nous citerons
l'ion oxhydrile O H ~ , l'ion sulfate S O 1 " " , l'ion
chlore CI", l'ion carbonique C O 3 , l'ion sulfure
S".
Pour éviter toute ambiguïté, nous ouvrirons ici
une parenthèse pour préciser que l'on appelle
anode :
— dans le cas d'un système auto-générateur (par
exemple une pile), It pôle négatif, c'est-àdire celui que l'on doit relier à la borne
€ moins » de l'appareil de mesure;
— dans le cas d'un système récepteur (par exemple une cuve d'électrolyse ou une installation de protection cathodique), It: pôle jwsitif, c'est-à-dire celui connecté au pôle
c plus » du générateur de courant.
O n peut donc écrire que les caillions descendent
le courant cejKMidant que les anions le remontent
dans le milieu electrolytique.
E n se déchargeant sur les plages anodiques ou
cathodiques, les différents ions vont retrouver leur
activité chimique normale.
A u droit des plages cathodiques, si l'ion H *
tend à accélérer la corrosion du fer, les autres
eathious donneront, eux. naissance à des bases, à
l'action fortement inhihitricc.
Sur les plages anodiques. des sels et autres produits corrosifs se tonneront à partir des anions.
I-e plus généralement, les sels ainsi ft innés n'adhèrent |ta-; au métal et le omranl continue à circuler. C e n a n s unions cependant, tels que l'ion phosphate P O " , donnent des sels compacts et isolants
LES POTENTIELS
D a n s ce qui précède, nous avons utilisé le mot
de potentiel pour expliquer la formation des courants autonomes.
O n sait en effet qu'il existe entre u n morceau
de métal et la solution saline dans lequel il baigne
une certaine f.e.m,, conséquence des réactions chimiques. Cette f.e.m. ne prend une valeur fixe que
lorsque la solution est saturée en ions métal. Elle
reçoit alors le n o m de potentiel et constitue une
mesure de l'énergie libre des réactions de corrosion.
Pour mesurer te potentiel de cette demi-pile que
constitue le métal plongé dans la solution, on
devra obligatoirement avoir recours à une autre
demi-pile au potentiel connu.
E n effet, pour effectuer cette mesure, on ne
peut réunir le métal à une borne du potentiomètre,
et la solution à l'autre borne, car l'appareil indiquerait en réalité la différence entre le potentiel
du métal par rapport à cette solution et te potentiel entre cette m ê m e solution et le conducteur,
connecté à l'autre borne de l'appareil.
O n tourne la difficulté en utilisant une seconde
Photo 1.
Electrode au caicmel
pendant une mesure de potentiel.
i*«»«»
Photo 2,
Lo conne et lo mallette
pour la
détermination sur place
de l'agressivité
des sols.
58
demi-pile, possédant un'potentiel bien constant et
déterminé, ou électrode de référence. O n réalise
alors la liaison électrique par une solution saline
telle que l'on puisse négliger le « potentiel de diffusion », c'est-à-dire la f.e.m. susceptible d'exister
entre cette solution de liaison et les electrolytes des
deux demi-piles. A cet égard, l'utilisation du chlorure de potassium O K est particulièrement intéressante.
Nous utilisons d'ailleurs pour nos mesures une
telle solution, en parallèle avec une électrode au
calomel ou électrode d ' O s T W A L D (mercure —
solution de chlorure de potassium saturé de chlorure mercureux o u calomel). L a photo i représente une telle électrode.
Bien entendu, o n utilisera un voltmètre sans
consommation ou uii montage jwtentionictrique
pour éviter toute chute de tension, la résistance
interne de ces demi-piles étant très grande.
Ce que l'on mesure est donc en fait non une
f.e.m. mais une différence de potentiel par rap])ort à l'électrode de référence prise arbitrairement
connue point zéro; (il existe un certain nombre
d'électrodes classiques dont les potentiels, bien
constants, sont définis par r;ip|Hirt à une électrode
de référence principale, l'électrode à hydrogène,
arbitrairement prise c o m m e zéro de l'échelle).
Pour être utilisable, toute mesure de |K>teuticl
devra donc préciser l'électrode de référence adoptée |)our l'interprétation de la mesure.
E n admettant que l'on puisse ainsi mesurer le
]M)tentieI d'un point X , puis d'un point Y d'un
ouvrage, on pourra en déduire la f.e.ui. de la
pile X Y .
Mais, pratiquement, les ¡K.>ints X et Y sont élec-
triquement réunis par la masse de l'ouvrage; il
existe donc un courant de court-circuit qui modifie profondément les phénomènes, donc les potentiels.
Pour que la mesure puisse refléter réellement le
potentiel, il faut qu'il n'existe aucun courant extérieur ou autonome, l'ouvrage tout entier étant
alors au m ê m e potentiel. O n peut cependant, au
Laboratoire, isoler un petit morceau de fer et étudier le comportement de son potentiel en fonction
de la solution.
O r , dans la pratique, les eaux naturelles ont une
coni]x>sition ionique très complexe et celle-ci se
modifie au contact du métal par suite des réactions
de corrosion. Tl est par conséquent fort difficile
de prévoir le potentiel. D e plus, si une passivation
intervient, la traversée du film isolant par les ions
s'accompagne d'une sorte de frottements solides et
le ixjtentiel de passivation n'a pas de valeur bien
déterminée. C'est un «pseudo-potentiel ».
Tout ceci a pour conséquence de rendre très délicate l'interprétation des mesures de potentiels, qui
ne peut, de ce fait, être confiée qu'à des spécialistes.
A ces mesures de ¡>otentiel se rattachent les
mesures « in situ » de Yayressivitc des sols. Pour
toutes ces mesures, un matériel portatif commode,
représenté sur les photographies ci-jointes, a été
.nis au point par notre laboratoire.
— Sur la photo 2. la « canne » et le coffret
nécessaire à la détermination de l'agressivité.
— Sur la photo 3. une mesure d'agressivité.
O n Hütern que la valise de mesure utilisée par
l'opérateur ]>ermet également la mesure des potentiels, des resist i vité s et du p H d u sol.
DE
MÉTHODES
PROTECTION ÉLECTRO-CHIMIQUE
Mis à jxirt les revêtements divers qui constituent parfois la seule protection, ou qui sont utilisés c o m m e protection primaire, on peut :
— soit désamorcer la pile en établissant le projet
de manière à éviter toutes les hétérogénéités susceptibles d'engendrer des courants, c o m m e les aérations différentielles,
les parties immergées, les terrains acides;
(l'implantation devra donc être soigneusement étudiée et le sol assaini par drainage,
alcalinisation, etc.);
— soit la mettre en circuit ouvert en tronçonnant
les circuits et en desséchant les terrains
d'implantation ;
— soit reporter la corrosion sur un métal moins
noble c o m m e le zinc ou le magnésium, et
m ê m e le fer; c'est la protection galvanique;
— soit renverser artificiellement les courants de
corrosion au moyen d'une génératrice continue, c'est la protection cathodique.
Par exemple, une conduite d'eau pourra être
placée avec une protection sommaire, voire m ê m e
sans protection, dans un terrain très sec. m ê m e si
celui-ci contient un fort pourcentage de sulfates
ou de chlorures. Mais le maître de l'œuvre devra
alors choisir avec un soin tout particulier le type
de joints, et veiller à leur exécution, car une fuite,
en apportant de l'eau, pourrait provoquer une
amorce de corrosion d'autant plus dangereuse
qu'elle serait plus localisée.
U n e autre précaution essentielle, et trop sou-
Photo 3
Une mesure d'agressivité.
Sur la table,
la volise de mesures
permettonf la détermination
du potentiel,
du p H ,
de l'agressivité
et de la
vent ignorée, consiste à isoler électriquement les
jiîirties métalliques placées dans l'air des parties
métalliques enterrées. Par exemple, dans le eis
d'un forage, la tête de forage proprement diie ¡-era
isolée du tubage, la protection de la tête se taisant
par revêtement, et le tubage étant justiciable, >i
nécessaire, d'une protection cathodique.
O n notera enfin que certaines protections électro-chimiques s'opjKJsent dans leur modalité à certaines autres. Il faut donc, dès le projet, que le
maître de l'œuvre choisisse, c'est—à-dire :
— ou bien il ne lui parait pas souhaitable d'établir une installation de protection cathodique; il devra alors rédiger son projet en
prévoyant les travaux d'assainissement,
nécessaires, en tronçonnant les circuits
électriques, en soignant la qualité des
bétons, etc.;
— ou bien il envisage une protection, et dans ce
cas il faut assurer la continuité électrique
de toutes les parties métalliques à protéger;
on mènera alors de pair et la construction
et la mise en service, tant de l'ouvrage que
de son installation de protection.
E n terminant, signalons également que la protection électrique est susceptible de détériorer certains revêtements, d'où une nouvelle raison, pour
l'ingénieur, de penser, dès l'établissement de
Pavant-projet, au mode de protection le plus rentable, et d'étudier en conséquence l'ensemble et le
détail des travaux.
DEUXIÈME PARTIE
LA PROTECTION CATHODIQUE DES TUBAGES DES PUITS DU CHOTT CHERGUI
Dès l'exécution du premier puits de captage,
dénommé (.'_'. le Service de l'Hydraulique s'était
inquiété de protéger les tubages en acier contre la
corrosion.
C'est pourquoi le Service des Etudes Generales
el des Grands Travaux demanda au Laboratoire
de Recherche Scientifique et de Perfectionnement
Technique de Grenoble d'étudier la protection et de
dresser le projet. K n collaboration avec le Laboratoire, les installations de protection cathodique des
tubages du puits de la station C 2 furent réalisées,
en partie par la Société Solétanche, en partie par
l'Union Industrielle Africaine.
Elles furent mises sous tension le 14 janvier
difficulté de protéger électriquement certains ouvrages aux formes compliquées et rini|H>ssibilité
de protéger la lace interne d'espaces absolument
clos.
lin particulier, au Chott Chergui, la |>erforaiion
des colonnes permet seule d'assurer la protection
de la paroi intérieure des tubages à partir d'une
anode placée loin à l'extérieur du puits.
I-a position de l'anode joue d'ailleurs un rôle
très important dans cette répartition de courant,
répartition que l'on doit déterminer en un premier
stade par le calcul: les résultats sont ensuite précisés par un modèle réduit respectant la similitude
électrique.
Concurremment, on détermine la valeur à adop19.S5ter pour l'intensité.
Les travaux de protection dans les autres staBien évidemment, un réglage final doit être
tions sont actuellement en cours d'exécution.
exécuté sur place lors de la mise en service de
Nous décrirons donc tout spécialement l'install'installation.
lation de protection cathodique de la station C 2 ,
Si, en tous points du métal, la densité de counous contentant d'indiquer au passage les modifirant est suffisante, les localisations anodiques s'efcations envisagées par l'Administration pour la
facent et le fer devient intégralement cathodique.
protection des tubages des autres puits.
Bien qu'elle soit très simple en son principe, il ne
DISPOSITIONS G É N É R A L E S
faut cependant pas se dissimuler les difficultés
d'une telle technique, dans laquelle l'expérience
La protection cathodique est basée sur le renversement artificiel des courants de corrosion. O n acquise joue un rôle prépondérant. Suivant la qualité de son application, la protection est ou non
utilise, à cet effet, une source de courant continu
efficace : elle peut m ê m e dans certains cas devenir
capable d'une forte intensité sous un bas voltage.
Le pôle « moins > de ce générateur est relié à
dangereuse.
'
l'ouvrage à protéger, le pôle « plus > alimentant
Schéma d'ensemble de l'installation.
une prise de terre appelée à jouer le rôle d'anode.
La figure 1 donne le schéma d'ensemble de l'insCette anode, parfois appelée dct'crsoir, peut être tallation de protection cathodique.
consommable (fer), ou inattaquable (graphite).
U n e source de courant continu G a son pôle
)X)sitif relié à une anode enterrée A . L e pôle négaU n e densité minima de courant de protection
tif est connecté au tubage du puits.
doit parvenir à toutes les parties d'ouvrages à proL'énergie fournie par la source se dissipe, d'une
téger, car il faut, évidemment, interdire sur les
part sous forme de perte par effet Joule dans :
plages anodiques du métal toute arrivée de courant
— les câbles de liaison.
en provenance des plages cathodiques: mais, de
— les résistances de terre de l'anode et de la
plus, il faut que sur ces plages anodiques, le coucathode,
rant s'inverse.
d'autre part sous forme d'énergie protectrice,
X e satisfaire qu'à la première condition aboutit
à laisser les parties anodiques du métal en état
Fig. 1.
de corrosion directe.
Schéma d'ensemble
de l'installation de protection cathodique.
Bien plus, un courant de traitement tel qu'il
laisse subsister certaines plages anodiques est non
seulement inutile, mais dangereux, car des corrosions intenses résultent souvent du voisinage
d'une cathode à grande superficie et d'une petite
zone anodique.
Le courant doit donc être suffisamment intense
et réparti aussi judicieusement que possible sur la
surface du métal à protéger.
Pi —
Ci-ci, ininl à l'absolue nécessité d'amener le coue Zéro arbitraire de potent ¡el
r.mi sur le fer |>ar voie clcctrolytique. explique la
¿0/ de conductibilité infinie
de la seconde, l'espace annulaire entre ces deux
gaines ayant fait l'objet d'un remplissage au mortier.
¿rase definitive
des tuùagcs
ôuse en he'ton armé
lubrification
Fig. 2.
Diagramme des potentiels.
1370/ I39S
représentée par la polarisation de chacune
des électrodes.
(Nous n'avons pas tenu compte, dans le décompte des pertes, de la résistance du milieu
reliant électriquement les deux résistances localisées dites « de terre >, cette résistance étant toujours très petite par rapport aux autres).
L e diagramme, des potentiels (fig. 2) met en
évidence ces diverses différences de potentiel. Il
montre que la polarisation ig qui représente en
fait le butfinalde l'opération est très petite comparée à la f.e.m. que doit fournir le générateur.
L e rendement énergétique est donc très faible et
les pertes Joule devront être aussi petites que possible. Cependant l'énergie totale mise en jeu est
toujours de peu d'importance.
La cathode.
Les puits comportant différents tubages, il fallait :
— réaliser la liaison électrique des différents tubages avec la source de courant continu,
— assurer la protection de la face interne des tubages dans les zones susceptibles d'être
dénoyées au cours des pompages.
L a figure 3, en indiquant les dispositions générales adoptées pour l'équipement de ces puits, rend
compte plus précisément du détail des travaux
effectués à la station Ç2.
Description du tubage.
U n e première colonne, entre les cotes 092,40 et
958,65. est constituée d'éléments de tuyaux en
béton armé centrifugé. U n e seconde colonne entièrement métallique part de la m ê m e cote 91)2.40,
mais descend à la ente {)y).~~. Formée de viroles
métalliques, elle est crépîiiée sur une quinzaine
de ni à sa partie inférieure.
. Pour permettre l'indépendance de mouvements
de ces deux colonnes, deux gaines lubrifiantes de
5 m m d'épaisseur en bitume plastique recouvrent
la face interne ''e la première et la face externe
Z
O
¡cables q 13.5
acier galvanisé
û)
m
u
s
Jupe en tôle soudée
stirlaviro/e intérieure
a
Joint de tassement
Guide en saii/te de 2. S cm
Crépine définitive
protégée ao plastali
too/ i/to
Spattes de 0,7x 0.12
raidisseurs. inclinées a
Attache des cables de
protection cathodique
Jupe en tôle soudée sur.
la virole intérieure /
ïrépinage • Trous de SO"lm
nuirant eo'/ode la surface
AtUrhr ,ícs r..Nm de l¿
protection céifiooiQi/"/ I
Csh 1rs rf ntyrtsffiwri
Cimentât inn iff ñ
Guide cnntgi/c w ftr'toñ
Fig 3
Ccupe genérale .¡'un ; uils,
detail cie l'équipement Je protect M I cotho iquc
61
Signalons |xiur mémoire l'existence sur la
deuxième colonne d'un joint de tassement.
U n e troisième colonne et une quatrième colonne,
également niétallii|iies. complètent le tubage, l'une
entre les cotes 941.50 et 916.35 et l'autre de
919,20 à }<94.45T-a troisième colonne présente en outre la particularité d'être « accrochée » par les câbles de
liaison électrique à la tête du puits.
Enfin une crépine., dite crépine définitive, double
la partie crépinée de la deuxième colonne entre
les cotes 961.75 et < 141.50. Mise en place à la fin
des travaux de forage, elle repose simplement sur
sa base.
Liaisons électrique«.
Mlles ne lisaient de problèmes que ixjur les
3' et 4 ' colonnes et pour la crépine définitive. E n
effet, les autres parties métalliques d u puits
étaient accessibles de la surface du sol et la réalisation des connexions ne présentait, de ce fait,
aucune difficulté.
Pour la troisième colonne, il a été prévu trois
câbles en acier galvanisé fixés à la tête de la
colonne, et du point de vue mécanique, par enroulement autour de cosses soudées à la colonne sur
sa face externe, une plaque de recouvrement interdisant aux boucles ainsi formées de sortir de ces
cosses (fig. 4), et du point de vue électrique, par
soudure sur la colonne du brin mort de chacun
des câbles, avec, de plus, un serrage énergique par
boulons.
l'otir la quatrième colonne et la crépine, (k^ dispositions absolument analogues furent adoptées,
mais avec des câbles de plus faible section, ceux-ci
ne devant assurer que la liaison électrique.
Protection des parties dénoyées.
Les parties dénoyées n'étant pas justiciables de
la protection cathodique, il fallait assurer la protection de la paroi interne de la deuxième culonne.
le rabattement m a x i m u m envisagé correspondant
à la cote 941.
Aussi fut-il décidé de n'attribuer à cette colonne
qu'un rôle temporaire, limité à la durée des travaux, le rôle essentiel étant dévolu :
— pour la partie pleine, à la première colonne,
— pour la partie crépinée, à une seconde crépine, dite crépine définitive.
L a première colonne ne posait de problème
qu'en ce qui concerne le choix d'un liant, susceptible de résister à l'agressivité chimique des eaux
et des terrains.
Par ailleurs, pour parer aux risques de corrosion que ferait courir à la crépine définitive tout
dénoyage, cette dernière fut spécialement traitée
au « plastali », produit plastique de revêtement à
base de résines vinyliques.
L'inconvénient de ce procédé est sa faible résistance aux chocs. Aussi la crépine définitive fut-
catHt M êtierailvinisé
[j/a colonne
Fixation des dis par
serrage et brassage
Fig. 4.
62
Plaque soudde après
mise en place dut.t<àle
Fixation des câbles
01 tête do colonne.
I
Fig. 5.
Croquis sehen lu tique de l'anixle «le la slulion C 2.
h~
Pi
- ÍJ2 planchettes en
graphite 80x18x6011-
Canalisation
canin ri'ulimentiitinn
S
Petroln/10- 18x611(1 mm
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.
Massif en béton de coke
elle mise en place après le complet achèvement des
travaux.
Dans un m ê m e esprit, les câbles de liaison électriques furent choisis en acier galvanisé. D e plus,
ils furent imprégnés de bitume en usine.
D'assez longs délais devant séparer la pose des
tubages de la mise en service des installations de
protection cathodique, on minimisa le plus possible
les risques de corrosion en procédant sur le chantier à un sablage énergique suivi d'une phosphatisation des 2*, 3* et 4* colonnes.
L'anode.
Les anodes ou déversoirs peuvent se classer en
deux catégories :
— les anodes inattaquables; le type classique en
est l'électrode de graphite: la résistance de
ce matériau est le plus souvent renforcé par
un traitement à la paraffine, qui le rend
absolument inattaquable par les electrolytes
froids :
— les anodes consommables, constituées en général par une importante masse de fer dont la
dissolution obéit alors rigoureusement à la
loi de Faraday (1 ampère heure dissout
r,O4g de fer): théoriquement une telle
anode consomme donc 10 kg de fer par
ampère et par an, et pratiquement beaucoup plus.
Le problème essentiel étant, ainsi qu'il a déjà
été dit, de réduire au m a x i m u m la résistance de
terre de ces anodes, quelqu'en soit le type, on est
amené à leur donner un grand développement : on
démontre en effet que la résistance de terre d'une
pièce métallique de forme hémisphérique de surface S , au contact d'un sol de résistivité ?. est très
exactement
et de nombreux essais ont établi que cette formule
reste valable pour les électrodes plates ou
convexes.
L a résistance dont on affecte ainsi l'électrode
est en réalité une valeur approchée, qui néglige
la conductivité du sol en dehors de la zone de
contact.
L'expérience justifie une telle approximation,
mais il sied de se souvenir que la localisation de
la résistance de terre intéresse alors un volume
de terre iiiijM>rtant. volume que l'on |>ourrait
grossièrement limiter par une surface fictive distante de l'électrode d'une longueur sensiblement
égale à la plus grande dimension de celle-ci.
C'est donc la résistivité moyenne de tout ce
volume que l'on doit prendre en compte dans l'expression de R .
L'utilisation d'anode de forme ramassée s'avère
de ce fait extrêmement pavante, puisqu'elle permet
de ramener '-, donc l\. à clés valeurs minima.
D a n s cet esprit, le Laboratoire de Recherche
63
Scientifique a mis :iu point une anode qui pré>enle
les avantages d'être :
— pratiquement inattaquable,
— de fiiriue suítismnuent nuuas>ce.
—• de cunslruction facile.
— d'un prix tic revient peu élevé.
Cette électrode, «huit la figure 5 donne le schéma
¡général, comprend un m u r enterré en béton spécial, long »le 33 ni, haut de î.-'jm. large de
0.50 ni, dans lequel ont été scellées des planchettes
en coke de pétrole paraffinées.
Le béton spécial est comi>osë iKUir chaque application à partir d'un coke à grande conductibilité
et d'un ciment inattaquable ans eaux saumfttres.
D e surcroit, nn dis|>ositif sommaire d'irrigation
a été prévu ]Hiur améliorer, si nécessaire, durant
la saison sèche, la conductibilité d u sol.
Pour la station C 2 , l'anode ainsi construite se
situe à environ 200 m du puits. Elle a une résistance de terre d'environ 0,-25 o h m , f valant sensiblement 800 o h m / c m . C'est là une valeur extrêmement faible et au'il aurait été fort difficile de
réaliser de manière économique avec tout autre
type de déversoir.
Le Service disjwsant d'un lot important de rails
bon marché, il a été décidé que les autres anodes
seraient cei>endant réalisées suivant la formule de
l'anode consommable. Ces déversoirs, longs d'environ 200 m , seront certainement réalisés suivant
les concepts classiques :
Photo 4 .
Le redresseur afimsntant l'installation de la station C 2
O n distingue les barrettes servant ou réglage de la tension.
Sur la chaise, le vcltmèrre électronique servant aux mesures
de potentiel et la pile étalon.
fck&kU\ .
— éléments de rails reliés par soudure,
— ]Hise dans un lit de coke avec apport de chlorure.
Les dé|tenses de premier investissement d'une
ékrtrode de ce ty¡>e semblent devoir être légèrement plus faibles, et la connaissance de> résistances de terre ainsi obtenues permettra d'établir
un parallèle économique fort intéressant entre les
deux lyjtes d'électrodes.
La source de courant.
Tout générateur de courant continu peut convenir, s'il est capabie des débits demandés. Notons
seulement la nécessite de choisir un appareil
surabondant, afin d'éviter tout échauffement anormal consécutif à un fonctionnement absolument
ininterrompu.
Par ailleurs, l'appareil doit ]X>sséder des g a m m e s
de refilasses aussi souples qu'étendues.
Pour la station C J . le choix du projecteur s'est
porté sur un redresseur utilisant des cellules au
sélénium et fonctionnant sur courant triphasé.
Cet appareil (photo 4)- dont la tension continue
peut varier de 10 à 8 0 volts, possède un système
de ventilation forcée. Des sécurités permettent, en
outre, de mettre l'appareil hors tension, en cas
d'échaurTement anormal des cellules ou d'arrêt du
ventilateur.
Pour les autres stations, qui ne disposent pas
d'une ligne d'énereîe électrique, il est prévu d'utiliser des groupes électrogènes entraînés par des
moteurs diesel.
L a tension de ces génératrices pourra être
réglée de deux manières :
— soit par action sur le régulateur de vitesse du
moteur,
— soit par action sur le rhéostat de c h a m p de
l'inducteur shunt.
Ces groupes (photo 5). au nombre de deux,
¡xiurront fonctionner soit isolément, soit ensemble,
tous les réglages et les manœuvres se faisant à
partir de l'armoire de c o m m a n d e située à gauche
sur la photographie.
Divers.
Les autres parties de l'installation ne présentent
aucune particularité notable.
L a liirne anodique est une ligne aérienne sur
tmteaux bois. Pour diminuer les pertes en lignes,
le conducteur a une très forte section. Il en est
de m ê m e pour la ligne cathodique, constituée d'un
câble sous plomb, qui réunit le jx'tle moins du
générateur aux différents câbles issus du puits liar
l'intermédiaire de barrettes de coimexion> et de
replâtre.
Enfin, pour permettre des contrôles fréquents
et aisés, il est envisagé de placer en permanence à
l'opiMisé de l'anode par rai »port au nuits une électrode de référence au calomel. L a liinu' desservant
et leur
Grmaire de commande
cette electrode aboutira au droit d u redresseur ou
de l'armoire de c o m m a n d e .
Pour implanter cette électrode, il a été nécessaire d'étudier le tracé des lignes de courants
reliant l'anode au puits, l'électrode devant se situer
le plus près jwssible de la ligne de courant passant théoriquement par l'infini. Sur la photo 6.
nous avons re]>rc.senté ces lignes, l'emplacement
retenu se situant aux environs de la croix noire.
c'est-à-dire résistance des lignes -f- résistances de
terre tant de la cathode que de l'anode, n'excédait
pas O " 4 - l«i puissance électrique continue nécessaire à la protection était donc de 1.4.50 watts
environ, au lieu des 1.525 watts annoncés, pour
une
protection pleinement efficace, ainsi qu'en
témoignent les quelques chiffres ci-après :
Caractéristiques
du traitement
L A MISE E N SERVICE
et le
F O N C T I O N N E M E N T D E L'INSTALLATION
L'installation de protection de la station C J a
été mise en service le 14 janvier 1955. Après plusieurs essais, il s'est avéré que l'intensité d u traitem e n t optima s'établissait autour de 55 ampères,
confirmant d'ailleurs ainsi les prévisions d u L a b o ratoire.
De
Dates
Insensité
14
15
14
21
22
. 1 55
. 1 55
.3
SS
. 12 .55
.3 56
58*1
55
54A
57A
Potentiel
des
tubages
Observations
Voltage
2&
26V
25V
25'
— 0'52°
— O1 S6*
— 0*96
•—0*96
— 0*90
"Avant mise en
service de
¡
l'installation. ;
* Après 12 h de
fonctionnement.;
plus, la résistance globale de l'installation.
Fig. S.
Chute du potc-nt-H en fonction 3u temps après coupure du
courant. ESSGI du 14-3-55 iU = 2üv, I = 5 5 A avant
coupure).
L e |Mitenticl indiqué ci-dessus s'entend au m o ment précis de la coupure et par rapport à une électrode au calomel décinormale f + 0*334 par rapport à l'électrode à hydrogène).
l'-n ctt'et. avec ¡absence de courant, le potentiel
évolue dans le temps ¡mur tendre d'abord très
rapidement, puis de plus en plus lentement, vers
des valeurs inoins négatives, ainsi (¡n'eu témoigne
la courbe de ta ligure *>.
Pratiquement, la protection «le la cathode est
totalement assurée <lé> nui* le ixitenticl atteint des
valeurs égales mi inférieures (avec noire électrode
rappelons-le t à — o * « j n .
II est d'ailleurs imit à l'ail prnbai'le que l'un
puisse d'ici quelques ipnis diminuer sen>ib!i.-nieiH
l'intensité de iraileiiuni. Il ne -einble cependant
pa> posible de de>eendre au-de^>' »u> de _'5 ; i
3 0 auipéi es.
65
Photo 6.
Détermination sur le terrain des lignes de courant en vue de l'implantation à demeure
d'une électrode de référence.
CONCLUSION
S'il est toujours possible de modifier, a posteriori, sur le terrain, l'intensité de traitement, sa
prédétermination précise n'en est pas moins fort
importante.
Le rôle essentiel de l'ingénieur est en effet de
trier, parmi toutes les solutions valables, la moins
onéreuse. D a n s le cas d'une installation de protection cathodique, c o m m e d'ailleurs pour tout autre
ouvrage, cette recherche de l'économique se ramène
à l'étude des variations du « prix de revient réel »
en fonction de tous les paramètres indépendants.
Ce prix de revient réel est la s o m m e des frais de
premier investissement, et. en les capitalisant, des
frais d'exploitation ainsi que des charges financières.
Son expression est souvent fort complexe, mais,
dans le cas présent, une .simplification importante
intervient, car le coût du générateur est très généralement indépendant de la conception du reste de
l'installation. K n effet, d'une part les dépenses
d'exploitation ne peuvent descendre en dessous
d'un certain m i n i m u m correspondant â l'énergie
de pnlarisatinn et aux portes Joule dans la résî>taiiee de terre de la eathiwle. d'autre part, les
conditions de travail du générateur et les possibi-
6Ü
lités de réglage qui lui sont demandées obligent
toujours à le surdimensionner beaucoup.
Les paramètres indépendants du problème se
réduisent donc :
— aux dimensions de l'anode,
— aux sections des conducteurs des lignes anodîque et cathodique.
E n effectuant le calcul pour une anode de section donnée, dont le prix d'établissement est, à
peu de choses près. proj>ortionnel à la longueur,
on constate que la « longueur économique » de
l'anode est proportionnelle à la puissance 4 / 3 de
l'intensité de traitement (ainsi qu'à la puissance
2/3 de la résistivité du sol d'implantation).
D e m ê m e , la section économique de chacune (]e^
lignes est directement proportionnelle à cette
intensité.
I-a condition essentielle pour qu'une installation
de protection cathodique soit aussi efficace qu'économique est donc toute dans la predetermination
de cette intensité. Partant, la qualité de cette predetermination, dans laquelle l'expérience acquise
i<>ue un rôle prép"11(léi"-'t"l est, |nmr le maître de
l'n-uvre, un sûr garant de réussite.
