LA CORROSION ET L'INCRUSTATION DANS LES FORAGES D'EAU

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'INCRUSTATIONDANS LES FORAGES D'EAU

(choix de l'équipement adapté)

par

M. BOURGEOIS

Département géologie de l'aménagement

HydrogéologieB.P. 6009 - 45018 Orléans Cedex - Tél.: (38) 63.00.12

76 SGN 379 AME Octobre 1976

Rapport BRGM : 76 SGN 379 AME

E R R A T U M

Résumé : 7ème ligne avant le bas de page : corrosité ; lire corrosivitém 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 16, 8 è m e ligne : alises ; lire alésés- page 20 , 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 18 , 6ème ligne : on a vue ; lire vu

Annexe B :

- après la page 23 , annexe Bl , 12ème ligne :concentration en équivalent-gramme/litre ;

valencelire

molécule-gramme/litrevalence

- m ê m e page, début de la 15ème ligne : (mé.) ; lire (méq.)

- annexe B3b, 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 C0-H" (enmg/l)

500 1000

ANNEXE B

Eh

1.2 • l

0 , 8 -

0 , 4 -

0,4 J

0,8

1,2

1,23 !

• P a s s i v a t i

Corrosixn

56.000 mq/lI M i I I i

0,056 mg/l

P-a -s -s - i - v - i - t T e

0,4

-0,826

2 4 6 8 10 12 14 pH

0,4

0 / 2 4 6 8 10 12 14 pu

-0,826

DIAGRAMME DE POURBAIXd'après le Mémento technique de l'eau, Dégrémont

RESUME

La corrosion et l'incrustation ont été beaucoup plus étudiées et com-battues sur les canalisations d'eau et installations de surface que sur les fora-ges, où des dégâts très importants, difficiles ou impossibles à réparer, peuventparfois se produire un à deux ans seulement après les travaux sur des foragesexploités 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 auxconditions de terrain.

L'annexe A est une traduction du chapitre "Corrosion et incrustationdans les puits" d'un manuel américain. Les auteurs, qui ont analysé une trentainede publications récentes sur la question, déclarent que ce sujet complexe faitencore l'objet de recherches de la part des pétroliers surtout, et donnent desconseils utiles.

L'annexe B rappelle les notions de chimie relatives à ces phénomènes etcomporte un abaque permettant la détermination facile du pH de saturation deW.F. LANGELIER, dont l'index de Ryznar est dérivé.

L'annexe C est une traduction des conseils pratiques donnés par unhomme 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 chimis-te à la National Aluminate Corp. Chicago - Illinois. Partant du pH de saturation deW.F. LANGELIER il a créé un index de stabilité de l'eau basé sur une série d'essaisd'incrustation en laboratoire. Il extrapole la validité de son index aux eauxagressives, d'après les dégâts réellement constatés sur des réseaux de distribu-tion d'eau.

L'annexe E, copie d'un article de R.M. BERTHIER et M. VERIT publié en1956, donne une bonne description de la protection cathodique avec exemple d'appli-cation sur des puits en terrains salifères du Chott ech Chergui (Algérie]. Ce typede protection à réaliser par un spécialiste serait à comparer aujourd'hui avecles équipements plus classiques en alliages spéciaux, matières plastiques etfibres de verre.

Le rapport analyse les méthodes de détermination des caractérisques del'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 présentéspar F.E. CLARKES qui a utilisé cet appareil au Sahara ne sont pasentièrement convainquants ¡ une mise au point des conditions opéra-tionnelles est peut-être nécessaire, si toutefois la corrosité peutse résumer à une simple mesure valable dans tous les cas !

L'index de RYZNAR paraît en définitive plus représentatif et 1'hydro-géologue aura intérêt à le connaître pour choisir l'équipement dt ses forages.

Des renseignements sur les dimensions courantes, caractéristiques méca-niques et prix comparés sont fournis pour les tubages et crépines en matériauxdivers : acier doux, semi-inox, inoxydable, PVC etc.. Parmi les principalesdispositions pratiques on retiendra :

- Que les incrustations se déposeront sur les tubages et crépines quelquesoit le matériau qui les constitue. On limitera les dépôts en évitantles entrées d'air dans le puits, en réduisant le rabattement et ens1efforçant de ne jamais dénoyer les crépines. Il sera rentable detraiter périodiquement les puits qui s'incrustent et de prévoir enconséquence l'équipement de l'ouvrage et son accessibilité future aucours de l'exploitation.

- Que la corrosion bactérienne ne justifie pas à elle seule un équipementspécial ; on pourra la supprimer ou la réduire notablement en évitantd'introduire des bactéries en profondeur avec les fluides et ingrédientsde foration et de cimentation et avec le matériel de forage et de pom-page. Avant de réceptionner le puits on procédera à une désinfection auchlore qui sera renouvelée si nécessaire au cours de l'exploitation.

- Pour se prémunir contre les dégâts de la corrosion électrochimique onexaminera, selon la profondeur et le diamètre de l'ouvrage, la naturedes terrains aquifères, le degré de corrosivité de l'eau, le matériau lemieux adapté pour les tubages et crépines en retenant qu'un alliage ré-sistant et relativement coûteux peut s'avérer beaucoup plus économiquequ'une réfection de l'ouvrage.

Un tubage en acier doux, épais, bien centré, revêtu de peinture bitumi-neuse et bien isolé du terrain par une gaine de ciment continue de 7 à 8 cmd'épaisseur résistera longtemps surtout s'il est bien isolé de la crépine enmétal différent. On évitera les crépines dans les terrains bien consolidés oùelles sont souvent plus nuisibles qu'utiles. Pour le captage en terrains meubleson réservera les crépines en matière plastique, fibres de verre et alliagesnobles aux eaux très corrosives, les aciers semi-inox ou ordinaires à celles quile sont moins ou pas du tout, en isolant électriquement tubages et crépines.

Ce rapport a été rédigé dans le cadre des études méthodologiques duDépartement géologie de l'aménagement du territoire sur crédits du Ministère del'Industrie et de la Recherche.

S O M M A I R E

page

1. OBJECTIFS ET STRUCTURE DU RAPPORT

2. LES ANNEXES 32.1. Enumération des annexes 32.2. Que retenir des différentes annexes 3

2.2.1. Annexe A 32.2.2. Annexe B 52.2.3. Annexe C 62.2.4. Annexe D 72.2.5. Annexe E 8

3. PRECAUTIONS A PRENDRE A LA CONCEPTION ET LORS DE L'EXECUTION DESFORAGES 103.1. Détermination des risques 10

3.1.1. Index de Ryznar 103.1.2. Mesures au corrosimètre 103.1.3. Conditions de choix des analyses 14

3.2. Contrôle de l'incrustation 143.3. Contrôle de la corrosion 16

3.3.1. Corrosion électro-chimique 163.3.2. Corrosion bactérienne 23

4. CONCLUSION 24

BIBLIOGRAPHIE 25

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1 - OBJECTIFS ET STRUCTURE DU RAPPORT

Le but de ce rapport est d'attirer l'attention des hydrogéologues surles problèmes de corrosion et d'incrustation dans les forages d'eau, de leur four-nir des informations sur les moyens de prévoir ces phénomènes et sur les précau-tions pratiques à prendre à la construction des puits.

L'incrustation qui se manifeste d'une façon souvent spectaculaire à l'airlibre, dans les conduites d'eau, les réservoirs, les appareils de chauffage, etc.existe également dans les puits. Elle est souvent responsable de la réductionprogressive de leur débit qui nécessitera un traitement pour retrouver la produc-tivité initiale. Pourtant, elle affecte peu la qualité du matériau des tubageset crépines : elle les protège même le plus souvent, à l'inverse de la corrosion quiprovoque leur destruction plus ou moins rapide.

Il semble que les méfaits de la corrosion et de l'incrustation aient étéétudiés spécialement dans les installations de surface, les conduites etaccessoires des réseaux de distribution, les chaudières, bouilleurs, radiateurs,appareils industriels etc. où les phénomènes sont éventuellement amplifiés parles hautes températures mais où il est également plus facile d'observer lesdégâts et d'appliquer les palliatifs. Avant d'envoyer l'eau dans le réseau on pour-ra favoriser le dépôt des carbonates par aération ou au contraire la neutraliserpar addition de chaux ou magnésie ; en circuits fermés on utilisera de l'eaudéminéralisée transformée, stabilisée (aux polyphosphates), vaccinée, dégazée,inhibée par des amines, des huiles, des chromâtes etc.. On protégera aisémentles conduites métalliques enterrées à quelques décimètres par un enrobage isolant,on pourra les sonder avec des appareils de contrôle pour détecter les courantsvagabonds qui seront "renversés" jusqu'à l'annulation par envoi de courantsopposés ou "déversés" vers des électrodes sacrifiés plus corrodables que le métaldes conduites.

Dans les forages l'observation est impossible ou difficile, de mêmeque la parade : la télévision en circuit fermé peut apporter des renseignementsdans le mesure où il est possible d'interrompre l'exploitation, de retirer lapompe, où caméra et projecteurs peuvent être descendus et remontés sans problème ;l'inspection, limitée toutefois à la face interne des tubes et crépines, permettradonc un diagnostic partiel mais les retraits et remplacement des éléments dété-riorés resteront compliqués et coûteux, voire impossibles. C'est pourquoi ilconvient de prendre le maximum de précautions au moment de l'exécution du puits jpour cela il faut être en mesure de déterminer les risques, de savoir commentéquiper le puits pour supprimer ou réduire les dégâts dus à la corrosion et àl'incrustation et y remédier par traitement éventuel.

Au départ, il est difficile d'apprécier exactement les risques decorrosion puisque les causes de celle-ci sont multiples ; de même n'est-il pastoujours facile de choisir la completion ou le matériau qui résisteront à lacorrosion, pour des raisons de diamètre de l'ouvrage, de conditions d'instal-lation , de disponibilité du matériau aux caractéristiques mécaniques adaptéeset surtout du coût des équipements de meilleure qualité. Le maître d'ouvrageestimera parfois que ce coût est prohibitif, mais il doit être averti del'étendue des risques et des dispositions à prendre pour les supprimer ou lesréduire.

Pour aider 1'hydrogéologue à jouer ce rôle, ce rapport, assorti decinq annexes, donne un certain nombre d'indicatiuns théoriques et pratiquesqui devraient être améliorées ultérieurement par les résultats des recherches etessais, dans le domaine technologique en particulier.

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En passant d'une annexe à l'autre, le lecteur trouvera peut-être desredites ou des points de vue divergents, ce qui n'est pas surprenant compte tenudes dates des publications,de l'objectif et de la spécialisation différente dechacun des auteurs. On a généralement précisé, actualisé ou rectifié ce qui mé-ritait de l'être en notes infrapaginales ou en commentaires dans le rapport. Ilpeut toutefois subsister quelques incohérences et oublis puisque ce travail étalésur 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.

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2 - LES ANNEXES

2.1 - Enumeration des annexes

L'annexe A est une traduction du chapitre "CORROSION et INCRUSTATIONDANS LES PUITS" du manuel américain "WATER WELL TECHNOLOGY par M.D. CAMPBELL etJ.H. LEHR, édité en 1973 par Mac GRAW-HILL BOOK COMPANY.

L'annexe B rappelle certaines notions de chimie, à la fois utiles pourl'étude des phénomènes d'agressivité et de corrosion, et pour comprendre plusfacilement certaines publications sur ce sujet.

L'annexe C est une traduction des conseils pratiques pour lutter contrela 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 leWater Well Journal de mars 1973.

L'annexe D est une traduction de la note de J.W. RYZNAR : "Un nouvelindex pour déterminer le dépôt de carbonate de calcium formé par une eau". Journalde 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 ouvrageen reproduisant très largement les extraits principaux et conclusions despublications diverses concernant les divers aspects théoriques et pratiques destravaux de forages d'eau. Pour le chapitre faisant l'objet de l'annexe A plusde 30 publications ont été analysées ; on peut donc penser a priori que letexte est assez représentatif des principales connaissances en la matière destechniciens américains en 1972. Or les auteurs n'en tirent pas une méthode sim-ple et infaillible pour déterminer la corrosivité de l'eau et des moyens égalementsimples et sûrs pour s'y opposer '.

Ils déclarent au contraire que le problème est complexe, que les pétro-liers travaillent activement sur ce sujet et que la recherche a été jusqu'iciinsuffisante dans le domaine des forages d'eau aussi bien que la volonté d'ex-périmenter méthodiquement les procédés de détection ou les techniques de lutteen observant et publiant systématiquement les résultats.

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Ils énumèrent les facteurs habituels de la corrosion : pH bas,excèsde C02»d'oxygène, d'H2S, augmentation du résidu sec et de la température, lesconditions naturelles de protection du métal par les sels qui les recouvrentefficacement [ou non s'ils sont poreux],les causes de destruction du dépôtprotecteur, le comportement des divers métaux et alliages en milieu agressif, etc.!

Il ressort également de ce texte que le meilleur moyen de caractériserl'agressivité d'une eau naturelle serait actuellement encore de déterminer sonpH de saturation selon la méthode de LANGELIER, puis l'index de stabilité deRYZNAR, et de prendre les précautions qui en découlent pour choisir l'équipementdu puits. L'essai d'explication de l'incrustation - corrosion basée sur la théorieélectrocinétique semblerait, d'après le résumé des conclusions, concerner essentiel-lement l'incrustation ; la parade imaginée par MANDAL et EDWARDS, qui consisteà empêcher le dépôt entartrant par un envoi de courant, est fortement mise en doutepar J.S. FRYBERGER qui craint de déclencher ainsi une corrosion galvanique plusgrave que l'incrustation.

On peut extraire de ce chapitre les dispositions à prendre pour suppri-mer 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'indexde 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 enévidence spécialement pour les organes délicats [les crépines) ; choisirles métaux ou alliages adéquats,éventuellement prendre des élémentsen plastique ou fibres de verre. Pour les tubages, se souvenir qu'endoublant l'épaisseur on quadruple leur durée de vie.

- éviter la désagrégation des couches de protection naturelles des tubageset crépines par des vitesses d'entrée d'eau trop élevées ou des apportsde sable érosif ,

- éviter l'équipement du puits avec des métaux éloignés dans l'échellede Nemst [voir annexe B6a, b et c) ou assurer une isolation efficaceentre eux,

- éviter les points de fragilité sur les colonnes : zones de forte tension,fatigue du métal par choc, chauffage, refroidissement brusque, lesgrains et autres hétérogénéités de surface,

- protéger les métaux courants par des revêtements métalliques ou organiquesrésistants ¡ éviter le zinc, qui sera très facilement déplacé, etprendre des précautions a la pose des tubages pour éviter les déchiruresdes revêtements organiques,

- appliquer plus fréquemment la protection cathodique qui atténuera l'at-taque de la partie externe des tubages.

'.es auteurs estiment :

- que le bon revêtement organique, électriquement isolant, assurant unrecouvrement 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 électriquesimmergées posent des problèmes sur les puits profonds.

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b) Lutte contre la corrosion - -incrustation bactérienne

les bactéries sont introduites le plus souvent dans les terrains par lefluide 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 deprécautions pour réduire cette contamination artificielle et l'on désin-fectera les puits avant la mise en production,

le produit de destruction des bactéries le plus courant reste le chlorequi se révèle efficace dans la mesure où il est appliqué assez tôt :les sulfures produits par les bactéries anaérobies pourraient en effetformer des tubercules protecteurs où le chlore ne les atteindrait pas,

autre bactéricide efficace : un chlorure alkylbenzyl triméthyle d'ammoniumquaternaire cathionique ¡ il peut perdre une partie de son efficacitépar réaction sur les argiles.

c) Lutte contre l'incrustation

éviter au maximum les entrées d'oxygène en isolant la pompe et les crépinesde l'atmosphère extérieure par des joints étanches,

éviter le départ de C02 dû à la différence de pression de l'eau entrel'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 débitcontinu plutôt qu'un fort débit discontinu. Au besoin prévoir un nombresuffisant de puits exploités en continu à débit moyen plutôt que quelquespuits exploités a fort débit avec rabattement important,

traiter périodiquement les forages soumis à l'incrustation, avec del'acide sulfamique, ou chlorhydrique, ou du chlore gazeux etc. pourrécupérer 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 sontdissocias en ions pour former des solutions conductrices ou electrolytes. Le degréde dissociation - qui conditionne la "force" de 1'electrolyte - dépend desconstantes 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 laréaction par le rapport de leur coefficient d'activité, est donné dans des tableset utilisé le plus souvent sous la forme de son cologarithme pK. On donne lesformules de calcul de la force ionique u_ des ions présents dans l'eau et de leurcoefficient d'activité f.

- 6 -

2.2.2.2 -

En raison de l'interdépendance des notions d'agressivité, corrosité etincrustation, il convient de rappeler pourquoi une eau est agressive vis-à-vis ducalcaire et comment on calcule ce degré d'agressivité. W.F. LANGELIER a présentéen 1936 une formule pratique pour illustrer le caractère agressif ou incrustantd'une eau naturelle, dont la plupart des auteurs se sont inspirés.

A partir de cette formule, qui donne le pH de saturation, ou pHs, del'eau étudiée, un abaque simple est fourni en annexe B4, avec exemple dedétermination du pHs par le calcul et par utilisation de l'abaque.

Un survol des autres méthodes montre que celle de MM. HALLGPEAU etDUBIN est particulièrement appréciée des exploitants pour connaître la nature etla quantité de produits neutralisants à utiliser avant d'envoyer l'eau dans leréseau de distribution.

2.2.2.3 -

L'eau peut être réductrice, si elle cède des électrons, ou oxydante, sielle en accepte. En présence d'eau un oxydant libère de l'oxygène et un réducteurlibère de l'hydrogène, qui se dégageront si leur pression est supérieure à lapression ambiante.

Dans l'eau, le fer cède des électrons et l'eau devient oxydante enlibérant de l'oxygène. L'ion fer entre en solution dans une proportion qui dépend dela nature de l'électrolyte (degré de minéralisation de l'eau), de la température etde la pression. A l'équilibre il existe une différence de potentiel entre le métalet la solution, c'est le potentiel d'électrode E, pris par référence à l'électroded'hydrogène, dont le potentiel E = 0 par convention. Le potentiel normald'électrode Eo, d'une solution normale d'un ion (renfermant un ion-gramme parlitre) est donné dans des tables, ou échelle de Nernst, en annexe BB.

On donne les conditions théoriques de corrosion du fer en eau puredésaérée, avec ou sans précipitation, en solution acide, en eau aérée ; lesproduits de solubilité des hydroxydes de fer, des carbonates de fer et de calciumsont indiqués, ainsi que le diagramme d'évolution de la corrosion en fonction du pHet de C02 total.

Enfin l'annexe se termine par trois diagrammes Eh - pH du fer : lediagramme de Pourbaix, le diagramme simplifié explicité par les équations deslimites 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 estintéressante en raison des cas concrets qu'il rapporte. Le tableau 3, qui sert deguide 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 caspour \a fabrication des crépines JOHNSON.

En annexe B6b la table 40 , d'après International Nickel Co, montrequ'il existe d'autres métaux ou alliages plus résistants à la corrosion que l'acierinox j la situation avantageuse de celui-ci au bas de l'échelle, lorsqu'il estpassive, n'est pas comparable avec celle des autres métaux ou alliages qui ne sontpas présentés dans le même état (sauf le nickel, l'Inconel et le ferrochrome).

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Par ailleurs le tableau 3 ne donne pas de place aux métaux très résistantscités par J.L. MOGG : l'Hastelloy B et C - 276 et le Carpenter 20. Il seraitinstructif de connaître le potentiel d'oxydoréduction de ces différents matériaux,les conditions de passivation de chacun, leurs caractéristiques mécaniques et leurprix pour apprécier correctement celui qu'il convient de retenir selon lacomposition de l'eau

Métaux usuels

Acier inoxydable 304. Le plus e m -ployé des aciers inoxydables 18-8à cause de sa grande résistance àla corrosion dans de nombreuxtypes d'eaux, sa bonne soudabilitéet sa grande résistance mécani-que.

Acier inoxydable 316 L. Faible te-neur en carbone qui facilite l'usi-nage et augmente encore la résis-tance à la corrosion.

Acier au carbone. Acier classiqueà faible teneur en carbone et gal-vanisé pour augmenter sa protec-tion.

Métaux spéciaux

Acier inoxydable Carpenter 20CB.3 . Acier spécial résistant àl'acide sulfurique ; contient environ2 0 % de chrome et plus de 3 0 %de nickel.

Monel 400 *. Alliage d'environ7 0 % de nickel et 3 0 % de cuivre,particulièrement résistant à la cor-rosion par l'eau de mer, très e m -ployé dans la marine.

Inconel 600* . Métal possédantd'excellentes qualités mécaniqueset très résistant à la corrosion sousdes températures supérieures à lanormale.

Hastelloy B ou C *. Bonnes qua-lités mécaniques et excellente ré-sistance à la corrosion dans desconditions sévères telles que cellescausées par la présence d'acidesforts et des solutions chlorées.Ces métaux spéciaux ne sont pastenus en stock : renseignementssur demande.

* Monel et Inconel sont des marques déposées de l'International Nickel Co . . Hastelloy est unemarqua déposée de l'Union Carbide Corp.

Propriétés de quelques métaux et alliagesDocument des Crépines JOHNSON S.A., Naintré (Vienne)

On notera que, selon M. MOG^, l'acier ordinaire convient pour les eauxdont l'index de RYZNAR (voir 5 24. Annxe D) est inférieur à 8, ce qui est assezsouvent le cas sur des forages où pourtant les foreurs proposent de placer del'inox.

Enfin dans ses conseils pratiques, l'auteur souligne à juste titre qu'ilfaut éviter de raccorder dans un même forage 2 métaux différents entre lesquelsapparaîtra une pile galvanique, et donc prendre la précaution de les isoler sur unelongueur égale au minimum à 3 fois le diamètre du tube. On comprend moins bien ledeuxième conseil sur la rapidité de corrosion de l'acier doux dans une bonneelectrolyte, qui serait "plus rapide que celle de 2 métaux différents". Il faudraitcertainement ajouter que ce 2ème conseil est vrai dans la mesure où la crépineen métal résistant tiendra mieux que celle en acier doux, et que la corrosionsera réduite dans la mesure où l'on assurera sa bonne isolation du tubage en acierdoux.

2.4 - Annexe û : L'index de RYZNAR

W.L. LANGELIER a défini le pH de saturation de l'eau = pHs et l'indicede saturation qui en découle : IS = pH mesuré - pHs. RYZNAR constate le manque dereprésentativité de IS en prenant l'exemple suivant : eau N° 1 : pH = 6,5 etpHs = 6, donc IS = 0,5 -, 3au l\l°2 = pH = 10,5 et pHs = 10 donc IS = 0,5 également.

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Pour mieux caractériser ces deux eaux très différentes RYZNAR inventeun 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 lapremière et IR = 9,5 pour la seconde. Une eau sera neutre (ni agressive, nicorrosive) si IR = 6,65.Au-dessus de 6,65 elle sera de plus en plus corrosiveet au-dessous de plus en plus incrustante.

Pour vérifier si son index avait une valeur quantitative, RYZNAR aprovoqué expérimentalement le dépôt de Co3Ca avec une série d'eaux à IR varia-bles et IR identiques ; les résultats reportés sur un diagramme montrenteffectivement un bon regroupement des poids de Co3Ca, qui croissent lorsque IRdécroît.

Pour les quelques eaux dont IR est proche, ou supérieur à 7, le dépôtest évidemment faible ou nul mais RYZNAR n'a pas fait d'expériences sur les eauxcorrosives. Il poursuit seulement sa courbe en calculant IR sur des eaux connuespar les problèmes de corrosion qu'elles occasionnent à l'exploitation. LANGELIERfait remarquer à RYZNAR que son index n'est qu'une présentation différente de sespropres découvertes et lui suggère de faire des .Mesures de corrosivité pour prouverla représentativité de IR dans les valeurs élevées. RYZNAR répond que sesrésultats sont bons, puisqu'ils confirment les observations des exploitants etdéclare que ses expériences sur la corrosion font l'objet d'une recherche séparée.On ne connaît malheureusement pas les conclusions de cette deuxième rechercheexpérimentale, mais il est admis aujourd'hui que l'index de RVZNAR permet deprévoir assez correctement le comportement d'une eau : M. GUIGUES, ingénieurconseil, l'a rappelé le 17 janvier 1975 à l'occasion d'une journée d'étude del'eau organisée par le C.I.D.B. et la Chambre des ingénieurs conseils deFrance (cf. réf. bib. n° 2 ).

2.5 - Annexe E : La protection cathodique

En 1956 les auteurs rappellent que depuis plus de 20 ans la protectioncathodique appliquée aux canalisations enterrées s'est révélée rentable, et que leService Hydraulique de l'Algérie a été le premier à extrapoler la méthode à laprotection d'ouvrages en béton (conduite du HAMIZ en 1941) puis aux tubagesmétalliques des forages en grand diamètre.

Les courants électriques dans le sous-sol ont diverses origines ; ilspénètrent dans le fer par les plages cathodiques, circulent dans l'eau conductriceet ressortent par les plages anodiques qui cèdent du métal. Il est possible desupprimer la corrosion en réalisant un revêtement isolant protecteur ou de lareporter sur des métaux très corrodables (élevés dans l'échelle de Nernst), c'estla protectior galvanique, ou encore de renverser artificiellement les courants enenvoyant des courants opposés par une génératrice continue, c'est la protectioncathodique proprement dite.

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Le renversement des courants de corrosion se fait en branchant lepôle "moins" de la source de courant continu sur le tubage à protéger tandis quele 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 : pourfaire parvenir l'intensité de courant voulue à toutes les parties de l'ouvrageil faut relier chacune des colonnes de tubes et crépines par des câbles séparésà la génératrice, ce qui implique certaines sujétions pour les colonnes qui neremontent pas jusqu'au niveau du sol, et l'anode enterrée nécessite une installationrelativement importante, après détermination de ses meilleures caractéristiqueset position par calcul ou simulation.

Dans l'exemple donné d'un ouvrage en grand diamètre d'une centaine demètres de profondeur, la consommation de courant est voisine de 1,5 kwh enpermanence.

Les crépines a travers lesquelles passe l'eau (l'électrolyte) sontprotégées sur leurs 2 faces, mais les tubages étanches ne sont protégés qu'à1'extérieur.

En définitive cette note montre, qu'avant d'entreprendre la protectioncathodique d'un forage, il convient de consulter un ingénieur spécialisé pourprogrammer l'opération, en déterminer l'efficacité prévisionnelle et les coûtsd'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 lesrisques de corrosion-incrustation et les moyens pour maîtriser ou limiter cesphénomènes. Un certain nombre de renseignements pratiques sur les dispositions àprévoir peuvent être apportés en complément.

3.1 - Détermination des risques

Pour évaluer la tendance d'une eau à l'attaque ou à l'incrustation dumétal, les annexes A et C préconisent de calculer son index de RYZNAR ; l'annexe Aévoque 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. Ilsuffit de connaître le pH et la température de l'eau, mesurés sur le terrain, lerésidu sec, la teneur en calcium et le T.A.C. (carbonates plus bicarbonates] pourcalculer 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 troussesportatives, et l'on peut trouver le résidu sec CR.S.) approchéd) en connaissantla résistivité pCen ohm/cm à 20°CJ pu la conductivité C(à 20°C en micrcmho)rappelons que C x p = 10b, ou C = 106, oule résidu sec, exprimé en mg/1, psera proche

850 000/p759 000/p716 000/p770 000/p948 000/p

1 365 000/p

de :

pour p 100 ohms/cm ; ou100< p < 1200 - j ou

1200< p < 3000 - ; ou3000< p < 6000 - ; ou6000< p < 20000 - ; ou

p > 20000 ; ou

Connaissant le pHs on calcule IF

D'i-i

1'

après la figure 5 de l'annexeeau sera stable, ni corrosive

P

0,0,0,0,0,1,

i _

D,ni

eau sera légèrement incrustante" " moyennement "

" fortement" " légèrement corrosive" " moyennement "

" fortement

= 106.C

85 x759 x716 x77 x,948 x,365 x

2 pHs

A

CCC

ccc-

partir de P

pour C >, 10-----

pH

incrustantesi 6,4" 411 IR11 6,

6," IR

<<<

6 •

9

IRIR4

< IR< IR> 8.

830 <330 <170 <50 <C <

mesuré

, si 6< 6,6< 6,4

< 6,9< 8,7

7

CCCC50

m

,6

ou C à 20°C

000 micromhos< 10 000 micromhos< 830< 330< 170

< IR < 6,7

Nous savons que pHs, donc IR, varient en raison inverse de la températureà composition chimique supposée constante une mime eau sera plus corrosive à bassetempérature et plus incrustante à haute température. L'hydrogéologue peut s'ensouvenir pour informer le maître d'ouvrage mais, son premier souci est de savoircomment se comportera l'eau souterraine dans le puits où la température variera peuselon les saisons, sauf cas spéciaux, par exemple appel rapide de l'eau d'unerivière 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 travailléavec 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 doubleélectrodes 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 sensdu courant est renversé périodiquement pour éviter les erreurs de polarisation etles inévitables différences dans la paire d'électrodes. Le taux de corrosion estestimé en prenant la moyenne des lectures et en comparant la valeur avec descourbes types basées sur la résistivité spécifique égale à celle de l'eauétudiée. Cette mesure est affectée par des différences de géométrie entre lesélectrodes et les parties du puits étudiées. Cet effet peut être significatifselon le mécanisme de corrosion. Cependant le corrosimètre est un appareil deterrain excellent et rapide pour estimer le taux de corrosion des éléments dupuits, particulièrement pour comparer la corrosivité des eaux de plusieurspuits vis-à-vis d'un acier particulier, ou la résistance à la corrosion d'unesérie de métaux vis-à-vis d'une eau donnée.

On a fait des mesures de corrosion sur les puits profonds (4 puitsde 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 lasonde dans le jet d'eau débordante. Dans tous les cas on a poursuivi l'essaijusqu'à stabilisation des lectures, ce qui a demandé entre 1/2 heure et deuxheures". . .

Les valeurs obtenues sont regroupées dans le tableau ci-après auquelnous avons ajouté le pHs et l'index de RYZNAR calculés d'après les résultatsd'analyses données dans la note de F.E. CLARKE . On constate que le taux decorrosion 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 estqualifié "d'extrême". Dans 6 puits sur 9 on observe une assez bonne relationentre la teneur en C02 libre et le taux de corrosion donné au corrosimètre,soit approximativement 0,4 mm/an pour 10 mg/1 de C02. Pour le dernier puits ICM 3ce taux serait majora d'environ 20 % et la relation n'est pas du tout vérifiéepour les forages Ouargla 1 et Menchia 1;il est vrai que sur ces foragesprofonds, fortement en charge, la valeur de C02 mesurée en surface après détente,est très différente de ce qu'elle est dans le forage où la corrosivité nousintéresse.

Quelle est la représentativité de ces mesures alors que les indexde RYZNAR montrent que seules les eaux des 3 forages d'Ain Toula,Rahmat 2et ICM 3 sont légèrement corrosives alors que les 5 autres sont légèrementà moyennement incrustantes ?

Il semble que les qualificatifs "sévère" et "extrême" soientassez exagérés et en réalité les phénomènes de corrosion observés dépendenttrès peu des caractéristiques chimiques de l'eau.

Par ailleurs, la remarque de F.E. CLARKE sur les différencesenregistrées selon les parties du puits laisse à penser que la masse métalliquedes tubages de sortie de l'eau peut influencer les mesures de courant. Cesmesures seraient peut-être meilleures si la sonde était branchée en dérivationsur 1 tuyau en PVC de 4 à 5 m de long raccordé directement au piquage surla conduite.

F.E. CLARKE observe d'ailleurs des dépôts, qu'il appelle "dépôtsde corrosion", mais surtout il attribue les piqQres ou tubercules de corrosionà deux causes principales, les chlorures et les bactéries sulfato-réductrices.

Du point de vue chimique, l'équilibre carbonique et la minéralisationtotale ne sont pas spécialement défavorables ¡ les dépôts poreux dus aux

MODEL 1170 ®

MAGNA CORRATER

M

I

RESULTATS DE MESURES DE CORROSION-INCRUSTATION SUR DES PUITS SAHARIENS (PAR F.E. CLARKE 1970)

Désignationn° classement

Ouargla 1447 J1O

A. ToulaD4 F. 77

Ouargla 3511 J 10

A. Meroua.D29 F73

A. TarfaiaD25 F 12

Profondeur(m)

1 350

65

1 126

169

120

Pressionen têtekg/cm2

25

0,2

25

0.1

0,11

Température°C

49

24

49

26

26

7,25

7.2

7.3

7.05

7.1

Conductivité(micromho)(résistivité)

ohm/cm

3 010(332.2)

3 710(296.5)

2 630C380)

6 400(156)

5 610Í178)

R. sec Ca++ CO3H

en mg/lfJ)

1 990

2 560

1 740

4 920

4 100

186

228

167

532

136

18L

132

188

130

136

CO2

12,3

9.2

11.6

13.8

8,9

Cl

564

708

446

1 250

1 080

Potentield'électrode

Eh(millivolt)

+22

+357

+22

+ +412

+402

Taux decorrosion(pouce/an)(mm/an)(2)

0,006(mJ(0,15)

0.012(m)(0.305)

0.016(m;(0,41)

0.024 -

(0,46)

pHs 1R

6,54 5.83

7.06 6.92

6.60 5,90

6,63 6,21

6.71 6.32

S. Slimane 1 7741 571:i

27 57 7.2 2 800((357)

1 980 221 190 14,9 474 -108 6,35 5,50(0.63)

Rahmat 25692/5

Menchia 19346/5

185 1,56 23 7.55 2 310(433)

1 570 146 140 432 +442

1 458 7,4 50 7.15 7 030(142)

4 700 458 125 6.2 1 680 -133

0,012(m)(0.30)

7.25 6.95

6.31 5.47(1.09)

ICM 39251/5

150 2.06 24,5 6,75 4 250(235)

3 100 355 156 38.2 696 +452 0.083(5)( 2 1 1 ) ^

6,78 6,81

(1 JCO3H est toujours nul (pH < 8,3) ; (2) taux de corrosion ; m = modéré ; s = sévère ; m/s = modéré à sévère ; e = extrême.( ") profondes initiale et finale ;

- 14 -

chlorures permettent la corrosion sous-jacente essentiellement par les bactéries.L'analyse d'une incrustation indique d'ailleurs une forte proportion desulfure 12,6 % et de soufre = 7,2 % avec des traces de cuivre, nickel etmanganèse (provenant de la crépine en inox ?) qui témoignent de l'action desbactéries sulfato-réductrices. L'auteur rappelle que les bactéries sont géné-ralement introduites en profondeur par les outils, fluides et matériel d'équipe-ment du forage mais qu'elles peuvent exister dans les terrains, sous forme dekystes, quelques soient la profondeur et l'âge de ceux-ci.

En définitive les résultats obtenus par F.E. CLARKE avec lecorrosimètre ne sont pas suffisamment convainquants de même que le rôlequ'il attribue aux chlorures, qui arrivent en cinquième position par ordred'importance décroissante sur le forage ICH 3.

Il serait intéressant de savoir si les bureaux d'études spécialisésutilisent ce type d'appareil et si les valeurs mesurées sont conformes au degréde corrosion observé. En attendant il paraît préférable de calculer l'index deRYZNAR 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 ouvragescaptant déjà l'aquifère dans lequel on va forer, et à défaut d'analysesdisponibles, on fera sur le terrain les déterminations nécessaires.

En cas de recherche dans un nouvel aquifère 1'hydrogéologue proposeraun forage de reconnaissance pour faire ce test en plus de ceux dont il a besoinpar 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 desprélèvements d'eau à l'occasion des essais de nappe sur le puits définitif, bienque cette formule soit souvent mauvaise :

- elle perturbe le déroulement normal des opérations et présente éventuel-lement certains risques,

- elle donne des résultats partiellement significatifs,

- surtout il est difficile pour l'entreprise d'obtenir dans les délaisvoulus le matériel demandé d'après les résultats de ces tests.

Comme 1'hydrogéologue doit normalement Cou obligatoirement] prévoir dansle détail toutes les opérations et toutes les. caractéristiques du matériel àapprovisionner en rédigeant les spécifications techniques, cette troisièmeéventualité est rarement applicable. Il ne lui restera alors qu'à prendre unebonne marge de sécurité en demandant des matériaux très résistants et un équi-pement 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 quelque soit le matériau avec lequel ils sont fabriqués. En pratique, le dépôt le pluscommun et le plus facile à supprimer est le carbonate de calcium provenant del'eau qui cimente éventuellement des grains de sable véhiculés par celle-ci. Ledépôt est plus complexe et plus dur à dissocier lorsque s'y intercalent des litsd'oxydes ou hydroxydes de fer j or le fer provient dans la très grande majorité descas des tubages, crépines, pompe et colonne d'exhaure. Sur les puits de profondeurfaible à moyenne on peut envisager l'emploi de tubage en matière plastique ou fibresde verre. Voici à titre indicatif un tableau donnant des caractéristiques detubes en polychlorure de vinyle.

- 15 -

CARACTERISTIQUES DE TUBES P.V.C.

(Extrait du catalogue SOCAZAF. MAM. Seil h 31700 Blagnac)

diamètreextérieurnominal

DE

2025253232404050506363759090

110110125125140160200200225250250315

PRESSIONS MAXIMALES EN SERVICE - PMS

SERIE 1

branchement

bar

16'•0

131016101610161016

SERIE 2

adductionet irrigationgravitaires

refoulementeaux usées

bar

1610161016101610106

10161666

SERIE 3

refoulement etdistribution

refoulementd'eau potable

refoulementd'irrigation

bar

106

106

106

106636

101033

diamètresintérieur

etextérieur

ükiu

14,Bx 2021,Ox 2518,6x 2526,8x 3224,Ox 3233,6x 4030,Ox 4042.Ox 5038,2x 5053,Ox 6347,6x 6363,2x 7580,6x 9075,8x 9098,8x11092,4x110

112,4x125105,0x125125,8x140143,2x160187,0x200179,0x200201,8x225224,2x250233.2x250291,2x315

massemétrique

kg/m

0,1990,2030,3070,3360,4930,5200.7700,8101,1501,2801,8801,8001,7702,5902,5803,9203,2905,0504,1505.6105,5408,760

10.88013,4608,930

15,490

Dans un forage bien calibré et rectiligne les tubes de la série 2pourraient convenir dans beaucoup de cas si les racr.ords .3ont soignée (desranchons vissables pourraient être mis au point ?].

En ce qui concerne la pompe et la colonne d'exhaLre, elles sont plusfaciles à protéger que les tubages par des peintures résistantes.

Quelle que soit la completion, les dispositions proposées dans lemanuel "Water Well Technology" sont assez faciles à appliquer qu'il s'agisse dubon développement, de l'exploitation continue à débit réduit, avec niveau dyna-mique relativement bien stabilisé, et de la suppression des entrées d'air parfermeture étanche de la tête de puits.

- 16 -

II va de soi qu'à la conception de l'ouvrage et au moment du choixde 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 nappelibre, dans des calcaires particulièrement, il arrive toutefois que la partiesupérieure soit la seule zone fissurée et que la productivité du puits diminuefortement si on la masque par un tubage ; or c'est précisément le cas où la crépineest très souvent inutile, la pompe pouvant être descendue sans risque dans descalcaires cohérents, alises dans un diamètre assez large, après développement ettraitement 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 placerdes crépines prolongées vers le haut par une colonne pleine jusqu'au sol j onpourra retirer facilement celle-ci et remplacer les éléments de crépines incrustésou dissoudre les incrustations sans traiter tout le forage.

Dans beaucoup de cas il sera impossible ou sans intérêt de toucher à lacompletion du puits et donc préférable de traiter celui-ci à l'acide chlorhydriqueou sulfamique après retrait de la pompe. Ce type de traitement devient trèsrentable si les crépines et les terrains périphériques s'entartrent progressivement,ce qui se vérifie par la baisse de productivité du puits par rapport à celled'origine, sans baisse corrélative locale du niveau piézométrique du repos. Il ya quelques précautions à rappeler pour les ouvrages sur lesquels on prévoit quedes traitements périodiques s'imposeront :

- la colonne de protection jusqu'à l'aquifère sera bien cimentée demanière à permettre l'injection sous pression de la solution acide,

- la solution acide additionnée d'un inhibiteur sera injectée à pressionet débits suffisants pour être efficace et l'entreprise aura le matérielvoulu 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 : accèsfacile des camions jusqu'aux forages qui resteront hors du bâtiment dela station ; on prévoiera toutes facilités pour le retrait des pompesd'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 in-tactes si elles sont constituées de matériaux suffisamment résistants etcorrectement installés, c'est-à-dire bien isolés les uns des autres et vis-à-visdes terrains encaissants.

Les tubes et crépines en matière plastique ou en fibres de verresont les plus résistants à la corrosion et on les utilisera de préférence dans lesconditions 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 dela résistance à la traction, à l'écrasement ou à l'éclatement, aufrottement (risques de déchirure],

- 17 -

- faiblesse des raccords, qui sont les points de fragilité de toutes lescolonnes de tubages, quelque soit le matériau,

- polymérisation modifiant la résistance des plastiques après un certaintemps(1]. Cette dernière remarque, de même que les risques de déchirures,jouent également sur les revêtements isolants en couches minces destubages métalliques,

- difficultés de réalisation de crépines en plastique ou fibres de verrecomportant des fentes suffisamment minces avec un bon pourcentaged'ouverture totale.

Il est toutefois possible d'utiliser le plastique et les fibres deverre dans le captage des eaux très corrosives si les forages ont une profondeurfaible à moyenne (inférieure à 200 m ?), en prenant des précautions qui s'imposent :

- rectification et bon alignement des parois du forage alésé dans undiamètre 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 pompeset des colonnes d'exhaure au développement et à l'exploitation,

- utilisation possible de crépines en plastique comportant des ouverturesde plusieurs millimètres dans les terrains à granulométrie grossièreou dans les terrains consolidés où la crépine sert uniquement à éviterl'entrée possible de gravillons ou petits cailloux en provenance desfissures.

Les tubes et crépines métalliques restent les plus utilisés en raisonde leurs bonnes caractéristiques mécaniques et du choix très large de la produc-tion.

Les tubages en acier doux répondant aux normes A.P.I, donnent le maxi-mum de sécurité - dans la mesure où ils sont neufs ou en très bon état, spécia-lement les filetages et manchons - en raison de la qualité des diversesnuances d'acier, de leur épaisseur toujours assez grande, des divers types defiletages et manchons (voir toutes ces caractéristiques dans le Formulaire duforeur - Edition Technip 1974] ; ils sont de plus, généralement faciles à trouverpar suite de l'importance de la fabrication pour l'industrie du pétrole.

Voici les principales caractéristiques mécaniques des aciers de cestubages 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 essaismécaniques 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 inférieuresà celles que l'on aurait pu attendre..."

NUANCES ET CARACTERISTIQUES MECANIQUES DES ACIERSTUBES CASING ET TUBING

(D'après API Stds 5A, 5AC, 5AX - 1973)

extrait du Formulaire du Foreur, Ed. Technip» 1974

CARACTERISTIQUES

Marquage bande decouleur (5)

Limite élastiqueminimale

Limite élastiquemaximale

Charge de ruptureminimale

Limite élastiquemoyenne

Allongement (%)(API)

Unités

hbar

psi

hbar

psi

hbar

psi

hbar

psi

H40

1 noire

27,5

40 000

41.3

60 000

34.4

50 000

29,5

J55

1 verte

37,9

55 000

55,1

80 000

51.7

75 000

44.8

65 000

24

K55(2)

2 verte

37.9

55 000

55,1

80 000

65,5

95 000

51.7

75 000

19.5

C75(l)

1 bleue

51,7

75 000

62,0

90 000

65,5

95 000

58,6

85 000

19.5

NUANCES

N80

1 rouge

55,1

BO 000

75,8

110 000

68.9

100 000

62,0

90 000

18.5

C95(l)(2)

1 brune

65,5

95 000

75,8

110 000

72,4

105 000

69,0

100 000

18

095(l)(4)

65,5

95 000

86,1

125 000

75,8

110 000

72,4

105 000

17

P1O5(3)

1 blanche

72,4

105 000

93.0

135 000

82,7

120 000

82,7

120 000

16

PllO

1 blanche

75,8

110 000

96,5

140 000

86,1

125 000

86,1

125 000

15

0125(4)

86,1

125 000

106,8

155 000

93,0

135 000

93,0

135 000

13

V150(4)

103.4

150 000

110.3

160 000

110,3

160 000

11

(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)

' Nuances d'acierCaractéristiques •

Limite élastique minimale hbar

psi

hbarRésistance à la traction minimale .

psi

Allongement sur section de tube (%)

A

20,7

30 000

33.1

48 000

35/21

B

24.1

35 000

41.4

60 000

30/18

X42

28.9

42 000

41.4

60 000

25/17.5

X46

31,9

46 000

43.5

63 000

23/13

X52s:

35.9

52 000

45.5

66 000

22/10

X56!!

38.5

56 000

49,0

71 000

X60«

41,4

60 000

51,7

75 000

X65«

44.8

65 000

53.1

77 000

X70

48,3

70 000

56.5

82 000

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") etau-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 Vallourecà souder qui sont également utilisés dans les forages d'eau de profondeur faibleà moyenne.

Il existe également des tubes en acier inoxydable dont voici lesprix 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

Diamètreextérieureffectif

Tube en acier inox 304avec raccords filetés API

Epaisseur (mm) Prix $/m.

Tube sans soudure API8 Rd St et C - grade H 40

Epaisseur (mm) Prix $/m.

41/2"

6 5/8"

8 5/8"

9 5/B"

13 5/8"

18 5/8

4,0

5,0

5,0

5,0

sur demande

129 b

145 c

166 b

207 b

273 b

sur demande

5,21

7,32

7,72

7,92

8,38

11,05

21

41

59

63

101

243

cc

c

c

c

a

en longueurs de : a = 5 à 6 m ; b = 8 m ; c = 10 m.

D'après un dépliant des crépines JOHNSON l'acier inox 304 a unerésistance à la traction de 63 Kg/mm2, donc très proche de celle du gradeC 75 = 65,5 hbars.et environ 3/2 de celle du H 40 = 41,3 hbars ; malgré lesréductions d'épaisseur des tubes en inox du tableau ci-dessus, la résistanceà la traction reste donc du même ordre que celle des tubes API H 40 et lesrapports 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'aciernormal, on aura intérêt à prévoir une bonne cimentation sous press:nn à1'extrados pour éviter la corrosion externe c à d, aléser un grand diamètrepour que la gaine de ciment ait partout une bonne épaisseur [3" au moins sipossible) ; le trou sera bien rectifié à la foration faite avec des masses-tiges de grand diamètre sur une assez grande hauteur (ce qui suppose unemachine assez puissante) et les tubages seront équipés d'un nombre suffisantde centreurs pour éviter les contacts tube-terrain sans ciment.

Il sera utile de prévoir une peinture résistante et non toxiqueappliquée sur le chantier (ou retouchée si elle a été faite en usine), surla partie externe du tubage ; on appliquera la même peinture à l'intérieur deceux-ci, tout au moins sur les éléments situés dans la tranche de variationdu niveau de l'eau entre périodes de pompage et d'arrêt, et sur 10 mètres aumoins au-dessus du niveau de l'eau au repos où la corrosion s'exerce préféren-tiellement pendant les longues périodes d'arrêt.

- 20 -

Enfin si les terrains encaissants sont particulièrement corrosifsparce qu'ils contiennent des horizons à évaporite avec présence d'eau, oudes eaux jaunâtres ou salées, on pourra assurer la protection galvanique externepar raccordement à des électrodes sacrifiées ou consulter un spécialiste dela protection cathodique.

Les crépines métalliques sont les plus nombreuses sur le marché parles diamètres, les épaisseurs, les types et dimensions d'ouvertures, deraccords, etc..

Les métaux les plus courants sont l'acier ordinaire, qui peut êtrelaissé sous cette forme ou galvanisé (à déconseiller pour les eaux corrosives)enduit de peinture ou revêtu de plastique, l'acier semi-inox et les aciersinoxydables. Des métaux moins répandus sont signalés page 7 et certainsfabricants peuvent les fournir sur demande.

Les annexe A et C donnent des conseils sur le choix du métal enfonction de la corrosivité de l'eau et l'on pourrait suivre les conseils pratiquesde J.H. MOGG et être même plus prudent en réservant l'acier semi-inox pour7 < IR < 8,puis les aciers inox et alliages spéciaux pour les valeurs plusélevées de IR ; malgré les imperfections des revêtements du type RILSAN ousimilaires 1'hydrogéologue pourra proposer ces matériaux très résistantsà la corrosion si les conditions de transport de mise en place, de développementet de pompage lui permettent de penser que les crépines resteront intactesjusqu'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 dissemblablesauquel 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 lacorrosion se fait sur le tubage moins résistant mais très capable de supporterquelques lésions en raison de son épaisseur.

Ce point de vue est contestable car les produits de corrosion qui setraduisent par des hydroxydes ferriques "rougissent" l'eau et les dépôts peuventfavoriser l'action néfaste des bactéries de fer. Il est en réalité possibled'isoler électriquement la partie télescopée du tube porte crépine jusqu'àquelques décimètres au-dessus de sa partie supérieure(3 fois son diamètre),sila colonne crépinée reste relativement légère; à grande profondeur ou en captantune tranche assez longue (150 à 200 m) on devra prendre des crépinesrenforcées, donc la colonne sera assez lourde, et techniquement il sera plussatisfaisant de la suspendre par un dispositif du type "liner hanger" accrochéà l'intérieur du tubage, compliquant ainsi l'isolation.

La différence de prix entre acier ordinaire et autres matériaux estsouvent un élément déterminant du choix, parfois injustifié à court ou moyenterme. A titre d'information voici une estimation donnée dans. Water WellTechnology (d'après R.J. MOSS 1964).

- 21 -

DESIGNATION DU METAL

Acier ordinaire étiré ASTM A. 7

Acier au cuivre étiré

Kai-well (renforcé, cuivré, pour tubagedouble

Acier étiré renforcé ASTM A-242

Supro-nickel [10 % de nickel)

Bronze siliceux

Acier inox 304

Acier inox 316

Transite

dumatériau

1

1

1,2

1.4

15,6

15

6,8

9,7

-

RAPPORTdu

tubage

1

1

1,3

1,3

15,5

14,9

6,6

9.5

1,3

DU COUTde la

crépine

1

1

1.2

1.2

15,3

14,7

B.4

9,3

2,5

de lapose

1

1

1.1

1,1

6,9à9,3

6,6à8,9

1,5à2

2,2à3

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

Acier inox 304 [JOHNSON)

316 [JOHNSON]

Acier galvanisé (JOHNSONIRRIGATOR)

PVC (SBF-KR)

Acier revêtu (HAGUSTA)

Acier ordinaire

TUBEprix

PLEINau ml.

700

820

330

230

320

1Q0

&> ] 50mm

en FF.CREPINE <J>

prix au ml.

9G0

970

500

280

520

140

150mmen FF.

- 22 -

En appelant (/^l'entreprise ci-dessus, voici,avec les dates^des devisd'autres prix hors taxes du ml. de tubes et crépines fournis et mis en placepar six entreprises A, B, C, D, E, F.

- colonne acier galvanisé 592 x 600 mm:Fle

- tube acier ordinaire

a) 465 x 475 mm : j

b) 340 x 356 mmc) 312 x 320 mmd) 261 x 273 mm

f) 207 x 219 mmg) 159 x 168 mmh) 132 x 14C mm

avril 1973 : B = 275 ;21-8-1974 : B = 375janvier 1973 : A = 312

avril 73 : C = 1301-73, A = 188 ; E = 170

18-12-74 «tube plein 470 F< "' crépine 630 F

C = 250

e) 232 x 244,5 mm : 4-73, B = 130 ; C = 1402-73, E = 130

E = 75E = 55

- tube acier galvanisé 313 x 321 mm : 1-73, A -> tube 7 2 B°

" = 350" = 425

^ ? 7 n- crépine =310

- tube API 13"3/8, 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 eninox = 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 "

" crépine " "- 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 = 230150 mm, tube plein : - A = 105

tube plein : - A = 170 ¡ E = 190

Les prix des métaux et alliages, des matériaux usinés, de la maind'oeuvre ne varient pas parallèlement dans le temps ; par ailleurs les conditionsd'installation des crépines, l'incidence du coût des accessoires exigés peuventêtre assez différents ; c'est pourquoi il est difficile d'établir un barème deprix en ml. des différentes crépines mises en place, qui soit à la foisreprésentatif et valable longtemps.

Dans le devis du 28.12.1971 de l'entreprise A les prix présentésdépendent davantage du type de crépine proposé que du matériau utilisé ; l'inci-dence pratique du coût de l'acier inox par rapport à l'acier ordinaire estdonnée par l'entreprise B qui propose en avril 73 une crépine 8" en acierordinaire d'épaisseur 4 mm à 190 francs le ml ou une crépine de mêmes diamètreet épaisseur en inox à 490 francs le ml, toutes deux étant crépinées mécaniquementpar l'entrepreneur ¡ le crépinage est d'ailleurs chiffrable à 70 F le ml pourl'acier ordinaire (puisque le tube lisse est fracturé 120 F) et à. 50 F le mlpour l'inox (prix du tube lisse = 440 F).

En résumé, l'importance de la crépine est telle, dans un forage, qu'ilest éconcTiiquement rentable de prévoir dès l'origine un matériau de qualitésupérieur3, s'il existe un risque de corrosion. Accessoirement il faut rappelerque la cr.ipine est souvent inutile lorsque l'aquifère est constitué par desterrains bien consolidés, calcaires, dolomies, grès, basaltes etc, où desproblèmes 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 électro-chimique aussi bien sur les plages anodiques que cathodiques, en particulieren détruisant le film protecteur qui se développe naturellement sur celles-ci.

Il n'est pas justifié de prévoir un équipement du puits en métauxou alliages coûteux pour s'opposer uniquement à une éventuelle corrosionbactérienne.

L'annexe A expose les remèdes préventifs et curatifs à mettre enoeuvre :

- éviter au maximum d'introduire des bactéries dans le puits avecles 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 sansoublier de répéter l'opération aux changements de pompe pour ré-paration,

- obturer la tête du puits pour exclure l'entrée de toutes poussièresou matières organiques favorables au développement des bactériesCet l'oxygène nécessaire aux bactéries aérobies],

- traiter au chlore et autres produits efficaces si les bactériesapparaissent néanmoins après avoir pris toutes les précautionsindiquées.

- 24 -

4 - CONCLUSION

Parmi les nombreuses questions auxquelles 1'hydrogéologue doit songeren préparant ses projets de forages, il convient de tenir compte des risquesde corrosion et d'incrustation des tubages et crépines et de programmer lestravaux de foration et d'équipement en conséquence.

Le supplément de prix d'un équipement adapté doit s'avérer très vitebénéfique pour le maître d'ouvrage, qui souhaite exploiter son puits pendantplusieurs dizaines d'années sans ennuis.

Le calcul de l'index de RYZNAR à partir du phi de saturation d'uneeau, qui prend en compte son équilibre carbonique ainsi que la correctiondécoulant de sa force ionique et de sa température, semble être actuellementla meilleur méthode pour évaluer le risque de corrosion. Des progrèsdans ce domaine sont certainement possibles en considérant l'influence directed'autres éléments : C02 libre, O2 dissous, SH2, Cl , SO^, etc..

On peut également espérer des améliorations dans le choix et lesprix de tubages, crépines, raccords, dispositifs d'isolation, etc., à lafois résistants mécaniquement et aux eaux corrosives, qui seraient fabriquésà partir de matériaux non métalliques utilisés seuls ou en revêtements d'acierordinaire.

- 25 -

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

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2 - Idem n° 42 - Octobre 1975 - L'eau et ses problèmes - Comment corriger laqualité de l'eau - Résumé d'une intervention de M. F. GUIGUES,ingénieur conseil.

3 - J. BORZACCHINI - 1975 - Vieillissement en service des conduites en PVCutilisées 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 eauxnaturelles - Comité inte~-africain d'études hydrauliques - Bureautechnique - 15 Square Max-Hymans - Paris XV.

5 - F.E. CLARKE - Avril 1970 - Appraisal of corrosion and encrustation innorth 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 etsulfato-réductrices dans les eaux de forages à Paris - rapportBRGM 75 SGN 316 BDP.

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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.

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- 26 -

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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 MSEILH 31700 BLAGNAC)

TUBESVÀILOUREC

acier 18 M 5au carbone, soudable,à hautes caractéristiquesmécaniques.

TUBESVALLOURECSERIES1 M E C A N I Q U E " 1A / 2 A / 3 A

• en acier XC 35 TU ou en 18 M 5*sans soudure

CES TUBES NE SONT PASTOUS TENUS EN STOCK

Présentation : Nous utilisons la nuance 18 M 5 pour l'élaborationde tubes de nos séries "Mécanique "en vue de répondreà la demande de nos clients qui désirent des tubes en acier au carboneá haute limite élastique tout en présentant une bonne soudabilité.

1 Composition chimique : Teneur maximale des principaux élémentssur lingotin de coulée et sur tube (en °/o).* Pour les tubes d'épaisseur supérieure à 16, le carbone peut êtreporté à = coulé 0,22 • tubes = 0,24.

coulé«

tube

C

0,20 •

0 .22-

Si

0,50

0.55

Mn

15

1,6

S

0.035

0.040

P

0.035

0.040

• {"aractéristiques mécaniques : Sur tubes en t'état de livraison.

N / r o m 2

Ki/mm2

R m miniRésistance à la traction

Epr < 16

510

52

Epr 5 16

490

50

R e miniLimita élastique

Epr < 16

350

36

Epr > 16

325

34

Allongementà la rupture

Epr < 16

21°/o

Epr $ 1 j

19°/o

Traitement thermique : Suivant la géométrie des pièces,les caractéristiques mécaniques peuvent être notablement améliorées pardes traitements thermiques appropriés.

Soudabilité : Pour cet acier a faible teneur en carbone des précautionsspéciales lors de la soudure ne sont pas nécessaires.Pour las épaisseurs fortes à partir de 40 m m , il est bon toutefoisde maintenir une température de 150°.

Notre acier 18 M 5 répondra à l'acier Tu 52 b des N o r m « A F N O R A 4 9 311 «t A 49 312actuellement en préparation.

CORRESPONDANCE DANS LES CLASSIFICATIONS ETRANGERES

FRANCE

18 M 5

ALLEMAGNE

DIN 1629/3-ST 52

SUEDE

SIS 2 172

Composition chimique sur couléeMn Si P'et S max.

Caractéristiques mécaniques sur tube

1 N / m m 2 -0,102 Kgf/mm2

0.32/0,38 0,50/0,83 0,10/0,40

Re

0.035

560-660 N / m m 2 320 N / m m 2 22%

• Tolérances , A ) sur diamètre extérieur :a) séries "mécanique " : + 2 n / o — 0 avec m i n . de + 1 m m — 0b) série "mécanique supplémentaire " : i l °/oB ) sur diamètre intérieur : séries "mécan ique " : + 0 - 2 °/o avec m in . de + 0 — 1 m mC ) sur épaisseur : une épaisseur minimale est garantie pour chaque épaisseur .D ) sur rectitude . flèche locale < 1 m m par mètre.

• Coupes à longueurs fixes sur d e m a n d »

• Ces tubes »eront livres dans les mois i venir en 1 8 M 5

• Voir caractéristiques page 4 0

diamètreextérieur

m m

32364045505663717580859095

100106112118125132140150160170180190200212224236250

1 A

épaisseur

m m

35444,555,555,566,57,575757,5B8.599,5

1011

91212512,512,5

diámetrointérieur

m m

25283236404553606367707580859095

100106112118132136145155165

massamoyenne

kg /m

23354.05.06,1758.09,9

11,413.115317,018,019,321.724,327230 ,4

33339236249,355,058,662,5

2A

épaisseur

m m

91059 5

12121151212.515,513516.51517171619202022

diamètreintérieur

m m

45505656616771757585859598

106118122130140146

massemoyenne

kg /m

12,716,616,431,323.023326,329,036,735244,043351.655,457 57128 0 , 08559 8 , 5

épaisseur

m m

1517517.5171818521520,523522,5262527530303436

3A

diamètreintérieur

m m

45455056596353717180809095

100110112118

massemoyenne

kg/m

23228.130.332.035,739,046.748,557259,771,074587,0

101,0108,5128,0143,0

TUBESVALLOURECSERIES M E C A N I Q U E " 1 / 2 / 3

• en acier XC 35 TU ou en 18 M 5'sans soudure

Composition chimique sur couléeMn P et S m a x .

0.32/0,38 0 ,50 /033 0,10/0.40 0.035

Caractéristiques mécaniques sur tube :

1 N / m m 2 • 0,102 K g f / m m 2

Re

560-660 N/mm2 >- 320 N/mm2 >. 22°lo

• Tolérances : A ) sur diamètre extérieur :a) séries "mécanique " : + 2 °/o - 0 avec min. de + 1 m m — 0b) série "mécanique supplémentaire " : ± 1 °/oB ) sur diamètre intérieur : séries "mécanique" : + 0 - 2 °/o avec min. de + 0 - 1 m mC ) sur épaisseur : une épaisseur minimale est garantie pour chaque épaisseur .O ) sur rectitude : flèche locale < 1 m m par mètre.

• Coupes à longueurs fixas sur demand«

• Ces tubes seront livrés dans las mois a venir en 18 M 5

" Voir caractéristiques page 40

diamètreextérieur

m m

32364045505663717580859095

100106112118125132140150160170180190200212224236250

épaisseur

m m

65.566,57865757.58,5995

1010131114

1251314

12.5141515152021222325

1

diamètreintérieur

m m

2025IÍ-3236405056606367717580809090

100106112125132140150160160170180190200

massemoyenne

k g / m

4,22

455,46,67,9

10,095

12.713 ,616 ,318,32 0 . 52252 4 , 23 2 , 03 0 , 038337 341347,547,055363,468.072,3963

108,0120.013221513

2

épaisseur

m m

8'.5859

101151312,515151351414,517.5161917,5212022242627,5293031323335

diamètreintérieur

m m

202528323640455050556367717180809090

100106112118125132140150160170180

massamoyenne

. kg /m

5.S6,48.19.6

11.915219520,325227227,029.732.440.040.148.949,460,763.073,785,0973

109.5121.5133.1147,0161,0176,0197,4

épaisseur

m m

810101251251415517.517,520202022,5222524,52752730,53035353540424443,5464850

3

diamètraintérieur

m m

161(.2020252832364040455050565663637171808090

100100106112125132140150

massemoyenne

kg /m

5,06.77,7

10.412,015.018.723.725330,63 3 , 335341.643351354563,767379,18 4 , 7

102,9112 ,0121 ,0143 ,4159 ,0176X)188 .4210 ,52 3 2 . 02 5 7 . 0

TUBESVALLOURECSERIE MECANIQUE SUPPLEMENTAIRE

• en acier XC 35 TU ou en 18 M 5*sanssoudure

M ê m e s caractéristiques chimiques, mécaniques et tolérancesque les séries " m é c a n i q u e " ! / 2 / 3 (voir page 41)

• Ces tubes seront livrés dans les mois à venir en 18 M 5

• Voir caractéristiques page 4 0

diamètreextérieur

mm

273

298,5

323,9

355.6

368

406,4

419,1

épaisseur

m m

2025324050-

2025324050

2025324050

2025324050

2025324050

2025324050

2025324050

diamètreintérieur

mm

233223209193173

2585248,5234,5218,5198,5

2835273,9259.9243,9223.9

315.6305.6291.6275.6255,6

328318304288268

366,4356,4342,4326.4306.4

379,1369,1355.1339,1319.1

massemoyenne

kg/r.)

124,78152.90190,19229 3 4175,30

137,36168,62210,32255.00306,79

149.90184,34230,44280,15337,70

165,50203,76255253112337632

171.64211,47265.1632356392.12

190,6023520295,45361,44439,47

19635242,98305,4937357455,13

TUBESVALLOURECEPAIS/N FA 49 112• enacier'TU37bfinis à chaud sans soudure

r

• • Composit ion chimique sur coulée :

PETROLE

Si Mn

0.18 0,35 ' < 0.75

P e t S

< 0.04

> Caractéristiques mécaniques sur tube1 N / m m 2 • 0.102 Kgf/mm2

R Re A

360-480 N / m m 2 220 N / m m 2 23

• 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 °/oet 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-

• Eprouvés hydrauliquement è 6 0 bars, ou contrôle équivalent.

• E n longueurs d e 2 5 0 0 mètres à 8 mètres.

• Coupai à longueurs fixes sur d e m a n d e .

S*Ismrn

10213.51722 1 , 326 ,93033 ,7364 2 , 44454 8 . 351545760,36357076,182588595

101,61061143121127133139,7152 ,415916831773193,7219,124452733235355,63684 0 6 , 4419

épaisseur (n :m)i

2,6

0.49

1.561,761.99

2.9

0,761,03

1,721542202,512322 ,98325

3 ,65

32

1,441372.112,412,753.09326356

4,014254.51

5275 ,75

4

1.722.262562,933,353,794,004,37

4535235,55

6517,11

8,38

9,6310,3105

1

5

2,01

3,544,074,614375,345,676,046.416327218,018,779,56

10,3

11512,7135

15316,6

19,020,1

6.3

masse

4264,935,615,946,536 ,957,417388,398,919,90

103115123

14,8153163

18319,720,722323,7252

29,133,1

8 10

au métra (kg)

8,43

9,6710,310,912213,414,616,0

18,519,721,0

23,424,726,028 .429331,633 ,436 ,641 ,646 ,75 2 , 36 2 . 3

10,1

13.214316.317,91952 1 . 022 ,624225,727,428,930,332,035,136339,041.445,351,657364577,485288.3973.

12.5

17,719 ,621 .72 3 , 6

27529,431,4

35,537,239243,445248,051.355563,771580,396,0

106110121125

16

262283

33,836,3383

43.646248353,656,460,163,670,180,1902

101121134139154159

20

34,0

40243,446.5

52355.759,065,368,673.1

.77385,7-982111125150'166172191197

25

51,255.1

66 ,670,7

82 ,68 8 , 4

10412013515318420421123Ö243

32 :

!1

i

1

108

128148168190230255265295305

TUBES.épaisseurs

Seules les épaisseurs ci-dessous sont normalisées et retenues par les A S A B 16-9 et 36-10

*no-

minal

pouce

3/4

1

1 1/4

1 1/2

2

2 1/2

3

3 1/2

4

5

6

8

10

12

14

16

18

20

24

30

*ex-

térieur

m m

26,67

33,40

4 2 . tu

4826

60,32

73,02

83,90

101.60

114,30

141,30

16827

219,05

273,05

32335

355,60

406,40

457 2 0

508

609,60

762

schedule

20

6,35

6.35

6,35

7,92

752

752

952

952

12.70

schedule

30

7,04

730

8,38

952

952

11.13

12,70

1427

153?

Standard schedule

40

237

3.38

356

3,68

351

5.16

5,49

5.74

6,02

6.55

7.11

8,18

927

952

952

952

952

952

9 , 5 2

9 ,52

10.31

11.13

12.70

14.27

15,06

17,45

épaisseur ( m m )

schedule

60

12,70

extrafort

schedule

B0

351

4 ,55

435

5,08

5 .54

7,01

7,62

8 ,08

8 ,56

9 .52

1057

12 ,70

12 .70

12,70

12.70

12,70

12.70

12,70

12,70

12,70

15,06

17,45

19.05

21.41

2330

26,19

3054

schedule

120

11,13

12.70

1427

1824

21,41

25 .40

2 7 , 7 6

30 ,94

3 4 , 9 3

3 8 . 1 0

46 ,03

schedule

160

5.53

6,35

6 ,35

7.14

8.71

952

11.13

13.49

1537

1824

23.01

2 8 , 5 7

3 3 . 3 2

35.71

4 0 . 4 6

¡

doubleext.-fort;

7 32

9.09

9.70

10.16

11.07

14.02

15.24

16,15

17.12

19,05

21,95

2222-

TUBESVALLOURECAPTES AU RODAGE• en acier A 56étirés à froid sans soudure

• Composition chimique (moyenne) : C 0,33 °/o Si 025 % Mn 0,70 °/oS max. 0 . 0 4 % P max. 0 ,04%

• Caractéristiques mécaniques ¡à I état de livraison) : R > 65 daN / m m 2

(1 d a N / m m 2 = 1 hbar = 1,02 fcgf/mm2) A O/Q

• Etat de livraison ; recuit de détente à 5 5 0 ° . traitement qui supprimeles tentions sans réduire les caractéristiques dues à I ëcrouissage

• Etat de surface extérieure : aspect gris sans trace de 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 . de ± 0 , 1 5 m m

B ) sur épaisseur : ± 8 °/o avec m in . d e i 0 ,25 m mC ) sur diamètre intérieur : celles indiquées dans le tableau ci-dessousD ) dbvalisation : I bvglisation dans une sectionn est pas supérieure à 75 °/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

•Condit ionnement : a ) huilage iniérieur et extérieur â I huile minérale neutreb ) bouchage des extrémités après huilage

alésage

mm

nomo

25

32

40

50

63

80

100

125

160

autres

20

28

36

45

60

70

90

106

diamètreBxtéritur

Xépaisseur

m m

28x4

32x3,5

36x4

40x4

45x45

50x5

55x5

60x5

70x6

73x5

80x5

90x5

100x5

112x6

118x6

140x7,5

178x9

GAMME DIMENSIONNELLE

tolérancessur

alésage

mm

- 0.10

- 0.10

- 0.10

- 0.10

- 0.10

- 0.10

- 0.10

- 0,10

- 0.10

- 0.15

- 0.15

- 020

- 025

- 025

- 025

- 0 . 3 0

- 0 ,30

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

_

-

023

023

0 , 2 3

023

0 ,23

026

026

026

026

0.34

0,34

050

0,60

0,60

0.60

030

1

ovalisationmaximale

mm

0,10

0,10

0,10

0.10

0,10

0.12

0.12

0.12

0.12

0,14

0.14

022

026

026

026

0,37

0.52

coteminimale

derodage

mrr

20

25

28

32

36

40

45

50

60

63

70"

80

90

100

106

125

160

masseau

métré

kg

2.40

2.50

320

3,60

450

5,60

630

6.90

8,10

850

9,40

10.70

11,70

1620

17,10

25 ,40

3830

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 primor-diale dans l'entretien des puits pétroliers pendant de nombreuses années enraison du coût élevé des opérations de reconditionnement et de remplacementdes puits. Toutefois, on n'a pratiquement pas entrepris de recherche détail-lée sur le contrôle de la corrosion dans le domaine des ouvrages d'eau saufsur des produits cpmmerciaux courants. Cette négligence ne résulte pas-seule-ment d'une lacune dans la connaissance détaillée des principes de maîtrise dece phénomène, mais du manque "'de motivation économique adéquate pour appliquerles méthodes de contrôle.

La plupart des eaux souterraines renferment des éléments corrosifsou incrustants. La différence d'effet de ces éléments est uniquement unequestion de degré et de nature. On rencontre rarement ces deux phénomènesà la fois puisque la corrosion, normalement, tend à gêner l'accumulation deproduits incrustants; de même, les produits incrustants tendent à protégerou à isoler les tubages et crépines contrel'action de la corrosion. Ce n'estqu'occasionnellementque la corrosion résulte de la formation d'une incrusta-tion 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 résou-dre le problème de l'incrustation. L'incrustation est provoquée, dans laplupart des cas, par des facteurs très différents de ceux qui causent la cor-rosion. On peut utiliser des métaux résistant à la corrosion, mais l'incrus-tation pourra se faire sur n'importe quel métal ou matériau selon le caractèrechimique de l'eau,ce qui obligera à revenir sur le puits pour éliminer desdépôts, encore que les caractéristiques du métal utilisé doivent être capablesde tenir aux techniques de reconditionnement.

LA CORROSION

La corrosion est un sujet complexe. On admet généralement aujourd'huique les métaux sont corrcdés pour plusieurs raisons, sous différentes condi-tions et à différents degrés. N'importe lequel des éléments suivants peutcontribuer à la corrosion : les huiles, les acides, les oxydants, l'eau sou-terraine à faciès géochimique varié, les eaux salées, les composés organiques,les températures élevées, les composés du soufre, et les alcalis. Aussi biendans le matériau que dans l'environnement, on ne peut facilement discernerun facteur unique de causalité dans la série des phénomènes de corrosion ob-servés.

Le type de corrosion qui apparaît habituelisment peut être l'un deceux-ci : corrosion chimique directe, dézincification, graphitisation, cor-rosion galvanique ou bimétallique, corrosion concentrée ou dissolution alvéo-lairs, 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 puitsde 3 manières :

1) Agrandissement de la dimension des fentes de la crépine, entraînant ladéfaillance de l'ouvrage par pénétration de sable

2) Réduction de la résistance du tubage ou de la crépine qui peuvent alorss'écraser

3) Accumulation des produits de corrosion provoquant l'obstruction de la cré-pine.

L'intensité initiale de la corrosion dépend aussi de plusieurs fac-teurs du milieu : 1) l'acidité de l'eau (le pH) 2) la présence ou l'absencede caractéristiques oxydantes de l'eau, 3) la vitesse de l'eau sur les sur-faces corrodées (vitesse d'entrée de l'eau dans les crépines) 4) la tempéra-ture de l'eau.

L'étendue de la corrosion dépend aussi de certaines propriétés desmétaux corrodés, lesquelles peuvent être inhérentes aux métaux ou acquisesen fonction des conditions de démarrage de la corrosion. Les propriétés mé-talliques qui conditionnent l'importance de la corrosion sont : 1) l'affinitéchimique, 2) la passivation par les oxydes, 3) les propriétés des produitsdérivés de la corrosion, 4] la composition du métal, 5) les changements (destructure] dus aux déformations par chauffage ou refroidissement, 6) l'étatoriginel de la surface du métal, 7) la position dans la série galvanique deplusieurs métaux différents.

POTENTIEL VE CORROSION

MOSS enumere les facteurs ci-après comme indicateurs d'une eau cor-rosive :

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 acorrosion sérieuse. L'oxygène accélérera la corrosion des eaux acides,

neutres ou légèrement alcalines

3) l'hydrogène sulfuré : lorsque sa concentration croît, les possibilités decorrosion croissent également

4] le résidu sec (R.S.) : en général une augmentation du R.S. de l'eau augmentesa 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'oxygènedissous, CO accélère le processus de corrosion

6) le chlore, au-dessus de 300 mg/1 est capable, en milieu acide, de détruireles pellicules de protection et d'accélérer la corrosion de la plupart desmétaux

7) la température : les réactions chimiques de la corrosion sont plus rapideslorsque la température croit. L'augmentation de la température diminue laviscosité de l'eau, augmentant ainsi le taux de diffusion de l'oxygène. Laconductivité croît avec l'élévation de température produisant ainsi uneffet analogue à l'augmentation du résidu sec.

L'eau très minéralisée provoque l'incrustation, et les dépôts decarbonate de calcium freinent la corrosion par protection de la surface dumétal. Langelier a inventé une méthode pour déterminer les paramètres d'in-crustation exprimés en dépôt de CO Ca qui se traduisent par un Index de Lan-gelier (ou Index de saturation]. Pour calculer cet index, il faut préalablementdisposer 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 annexesB et D) et concluent ainsi, en commentant la figure 5 de la note deRyznar :

Un Index de Stabilité ( = Index de Ryznar) inférieur à 7,00 estsigne d'incrustation j au-dessus de 7, la corrosion dans les réseaux ("eaurouge") devient de plus en plus sévère. Une recherche importante sur ce sujetest nécessaire, puisque les résultats de terrain montrent que l'on connaîtpeu ce problème. L'Index de Stabilité de Ryznar est encore largement utilisécomme indicateur général du caractère corrosif-incrustant des eaux souterrai-nes.

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, sonttraités par Ostroff.

La première forme de corrosion, attaque chimique directe, détruituniformément la surface du métal en laissant généralement le corps du métalsous sa forme initiale. Par exemple, ce type de corrosion peut attaquer lescrépines en agrandissant les ouvertures. La crépine est affaiblie uniquementpar réduction de l'épaisseur du métal corrodé.

ñOGG rapporte des cas typiques de corrosion chimique par l'eauayant provoqué une défaillance prématurée des crépines. Dans beaucoup decas la défaillance est due à tel ou tel facteur chimico-physique ou à l'in-fluence de plusieurs facteurs : CCL, 02, H2S, pH, température (et parfoisdes composés chimiques inhabituels tels que HC1, Cl SO.hU présents dans lessolutions] provoquent ou ralentissent * le processus de la corrosion.

Le deuxième type de corrosion, la dézincification ou graphitisationest parfois appelé : corrosion sélective.Ce type de corrosion consiste es-sentiellement dans la mobilisation de l'un des métaux de l'alliage laissant àla structure sa forme originale mais affaiblie par son état "spongieux". Dansle laiton par exemple, le zinc est déplacé sélectivement. La corrosion sélec-tive est d'apparence trompeuse car les défaillances surviennent souvent d'unseul 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 galvaniqueentre les métaux constituant l'alliage. Les conditions les plus favorablespour ce type de corrosion sont celles qui combinent 1) des solutions trèsconductrices, telles les eaux saumâtres ou légèrement acides, 2) la présenced'oxygène dissous, et 3] un alliage bi-métallique.

On considère souvent la dézincification comme une forme spécialede corrosion galvanique, différente de la corrosion chimique où cathodesetetanodes sont séparées. La graphitisation de l'acier doux et de la fonte estsouvent associée à la présence de bactéries sulfato-réductrices, ou autres,dans les puits.

Le troisième type, la corrosion galvanique, résulte de la formationd'une pile électrolytique entre deux métaux. La corrosion galvanique se pro-duit lorsque deux métaux différents sont reliés dans une solution conductrice.Il se produit un courant électrique entre les métaux provoquant le processusde corrosion, la partie de la pile corrodée étant l'anode et la partie pro-tégée 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 décapagede 1'electrolyte qui circule sur la surface en cours de corrosion, par lesdimensions relatives de l'anode et de la cathode et par les caractéristiquesde résistance à la corrosion des deux métaux concernés. Lorsque les deuxmétaux concernés sont très résistants à la corrosion, le taux d'attaque estfaible.

La corrosion électrolytique la plus fréquente sur les crépines estde type galvanique. On la reconnaît à l'accumulation importante des produitsd'electrolyse, et à la détérioration sévère du métal le plus élevé dans lasérie galvanique (voir table B 6 b en annexe B).

Lorsque deux métaux différents (quelque soit leur distance dans lasérie électromotrice) sont raccordés et immergés dans un electrolyte, de l'eausouterraine 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 uneforte corrosion galvanique. La table s'applique aux electrolytes du type so-lutions habituelles dans l'eau : eau salée, acides faibles, bases faibles, quisont communs; dans le domaine des eaux souterraines. La corrosion bi-métalliqueprend 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 enfait favorables à la corrosion.

travers le liquide dans lequel ils sont plongés.

Les métaux peuvent changer de position relative par rapport à cellequ'ils ont dans les tables, sous l'effet d'influences extérieures. Par exemple,les alliages d'acier inoxydable peuvent changer de position selon les carac-téristiques oxydantes de 1'electrolyte. C'est pourquoi les aciers inox sontplacés dans la série galvanique à la fois en "passive" (stable] et "activé".Pour un milieu donné, on examinera donc soigneusement les matériaux qui ontcette caractéristique afin de déterminer si l'état d'activation indésirableest possible.

Les métaux d'alliages présentant la meilleure résistance aux agentsde la corrosion qui attaquent les crépines sous de nombreuses conditions deterrain, d'eau, d'utilisation, et de pression ambiante sont enumeres ci-des-sous, 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'ouverturesde 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 uneteneur élevée en CO libre (Index de RYZNAR élevé).

2) Une eau à haute teneur en oxygène dissous, qui va se combiner à l'hydro-gène 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 contrôledes principaux facteurs de corrosion.* - e - " - - —- --

Le chrome est répète 2 fois et le total donne 98 %. Dans l'ouvrage "Lesforages d'eau'; édité par les crépines Johnson-France, on trouve la compo-sition 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 nickelet 16 à 20% de cirome.- l'acier inox 3 16 : Mêmes teneurs maxi en C, P, S, Si et Ma que le 304, avecenviron 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 électro-chimique entraînant l'oxydation par suite d'une perte d'électrons et del'ionisation du métal. La réaction chimique avec départ d'électrons con-duit 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'hydroxydede fer sur des plages anodiques

la pellicule d'hydrogèneconstitue une zone cathodique

•» —— zona onodique corrodée

ig. 129 - Une anode et une cathode peuvent s'individualiser en des pointstrès rapprochés sur la surface d'un seul métal, entrafnant unecorrosion locale

L'une des formes de rouille est l'hydroxyde ferrique qui se développe selonla réaction générale :

4 Fe + 3 0 2 + 6H20 + 4 Fe (0H)3

Pour qu'il y ait rouille du fer, et que la réaction ci-dessus puissese produire, il faut à la fois présence d'oxygène et d'eau. Le fer ne rouil-lera pas en atmosphère uniquement oxydante (étant entendu, naturellement,qu'il n'y a pas de gaz carbonique, hydrogène sulfuré ou d'autres sels enquantité significative).

Deux points méritent une explication :

1°) Les métaux ont un potentiel d'oxydation qui exprime la quantité d'éner-gie requise pour déplacer les électrons.

2°) Le potentiel d'électrode, pour qu'il y ait dissociation des ions et départd'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 corro-sion sont nécessaires dans certaines zones de forte corrosion, car en rai-son de leur structure, qui offre une grande surface au liquide corrosifconstamment 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 deleur épaisseur peut quadrupler leur durée de vie. Toutefois, s''ils sontraccordés directement au métal plus résistant des crépines par soudure oumanchons, on peut craindre une défaillance du tubage au voisinage du rac-cordement. La mise en place d'un manchon isolant relativement peu coûteuxet de résistance mécanique suffisante est très souhaitable, au stade dela conception de l'ouvrage, pour accroître sa durée de vie.

Dans l'équipement profond des puits pétroliers, la corrosion estparticulièrement complexe. Dans un champ où l'on peut penser qu'il n'yaura pas de corrosion sur les puits, celle-ci peut parfois devenir unequestion critique, et les méthodes spécifiques de contrôle de la corrosionutilisées dans des champs anciens peuvent s'avérer inapplicables sur deschamps nouveaux. Le puits diffère notablement de presque toutes les autresstructures qui peuvent être sujettes à la corrosion. Les puits diffèrentdes conduites, non seulement par la variété de 1'environnement (diversitédes terrains recoupés et contact direct des tubages et crépines avec lefluide agressif, à l'intérieur et à l'extérinur) mais par une accessibilité(aux interventions) beaucoup plus faible. Ce problème de l'accessibilitédes 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 àl'attaque de l'extérieur des tubages, mais la nature de la distribution ducourant électrique la rend moins utilisable contre la corrosion interne.Il existe un important domaine de recherche à faire sur le problème de lacorrosion galvanique provoquée par les courants induits à partir des pompes'immergées. Les puits peu profonds, où les courants induits dans le terrainà partir de la pompe ou des lignes électriques proches augmentent la corro-sion galvanique, peuvent être protégés par l'emploi d'anodes sacrifiées.

La corrosion interne d'une conduite peut souvent être contrôléepar injection continue d'un neutralisant de la corrosion, d'un inhibiteurou d'un agent mouillant. L'application de cette technique dans le puits pé-trolier productif, présente au moins 2 causes de complication : d'abord, lepuits n'est accessible qu'a l'une de ses extrémités par laquelle il est pos-sible ou non d'injecter un produit non toxique j ensuite l'agent responsablede 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 ef-ficace de lutte contre la corrosion des puits pétroliers.

La méthode de pose des tubages dans les puits, créée un problèmed'utilisation des matériaux revêtus. Au cours de l'installation, il peuty avoir déchirure ou rupture du revêtement à l'intérieur du tubage exposantainsi le métal à la corrosion. On a modifié le procédé de revêtement parapplication en usine, en utilisant des revêtements plus minces et générale-ment plus chers que ceux que l'on applique à l'extérieur des conduites.

A noter une autre distinction importante à considérer entre lescolonnes métalliques verticales des puits, et les conduites métalliqueshorizontales : en raison des difficultés d'accès accrues par unité de surfaced'une colonne verticale, n'importe quel accident qui peut se produire seraplus coûteux. Ce n'est pas tellement le coût de réparation ou de remplace-ment du morceau de tube détérioré qui compte, c'est l'importance de l'opé-ration de remontée de la colonne à réparer. Assez souvent, on aboutira àune perte complète de l'ouvrage. En définitive, vu les difficultés d'accèset le coût élevé des réparations d'une colonne de tubages, les moyens mêmecoûteux de précautions initiales contre la corrosion sont pleinement justi-fiés. Aussi des alliages spéciaux de prix élevé sont-ils facilement adoptéspour 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 conduitesn'a pas encore été parfaitement mise au point. Cependant des techniques pra-tiques ont été inventées pour supprimer plusieurs types de corrosion. Laprobabilité de corrosion des conduites en différents milieux est relativementbien prévisible, aussi est-il possible de prendre les mesures de protectionqui s'imposent. Au contraire, il est difficile de prédire avec exactitudeoù se fera la corrosion dans l'équipement souterrain d'un puits de produc-tion. Bien que le degré de répartition de la corrosion ne soit jamais connud'avance après de sérieuses observations sur la corrosion dans les premierspuits 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 transpo-sables et l'on ne peut même pas être sûr que leur application retarderala corrosion. Autant l'agression peut varier autant les méthodes de con-trôle 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 corrosifet traiter la surface du métal attaquée ; il s'agit de substances ba-siques pour contrôle du pH, d'inhibiteurs et de produits mouillants pré-férentiels.

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 lestubages plastifiés qui ont été longuement répandus en milieu corrosif.

4) La protection cathodique, quoiqu'elle ne convienne pas pour protégerl'intérieur (avec quelques exceptions), elle pourrait être plus largementutilisée pour atténuer l'attaque externe des tubages.

Dans les dernières années, l'industrie pétrolière a utilisé laprotection cathodique de plus en plus souvent pour garantir la surface ex-terne des tubages de puits contre la corrosion. Le coût du reconditionnementdes puits producteurs d'huile ou de gaz consécutif aux fuites des tubagescausées par la corrosion, ont fortement accéléré la recherche de systèmesde protection cathodique.

Si l'on s'attend à trouver de l'eau corrosive ou si on en a ren-contré sur des puits existants, un équipement de mesure de corrosion per-mettra de déterminer la passivité relative des métaux disponibles et amenerde substantielles économies.

M05S relate un grave problème de corrosion, dans la région del'oasis d'El Kharga, en Egypte occidentale, où les colonnes en acier noirlâchaient en moins de 12 mois, en raison des teneurs élevées de l'eau enCO2, H2S, avec des pH compris entre 6,6 et 7. Divers matériaux, y comprisl'aluminium et les plastiques, ont été utilisés, mais ils cédaient égalementen raison de leurs propriétés physiques inadaptées et des hautes tempéra-tures en fond de trou. Dans le Pakistan occidental, par ailleurs, là où lestubages d'acier doux lâchaient en 2 ans sous l'effet de la corrosion, on apu progresser en utilisant des tubages de fibres de verre renforcées deplastique, et les premiers résultats donnent satisfaction. Des mesures decorrosion ont été faites au corrosimètre. On a remarqué que les caractéris-tiques de l'aluminium, quoique supérieures à celles des aciers, ne conve-naient 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.

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L'acier inox 304 s'est révélé relativement passif à l'eau souterraine et, parconséquent, 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 dé-termination de son extension sont les 2 problèmes les plus difficiles de toutle domaine du contrôle de la corrosion. L'inacessibilité de la surface ex-terne du tubage interdit pratiquement son observation, non seulement pourestimer la question mais aussi pour définir la possibilité de la protectioncathodique. L'industrie pétrolière a mis au point des techniques avancéespour inspecter l'extérieur des tubages, la plupart impliquant un équipementélectrique sophistiqué. L'observation par télévision peut aider à évaluerles micro-caractéristiques d'une corrosion naissante.

L'augmentation du prix des forages ont obligé l'industrie du pé-trole et celle de l'eau à s'intéresser aux moyens de prstection existantscontre les méfaits de la corrosion. L'impártanse des revêtements dans lecontrôle de la corrosion est parfaitement'illustré par la forte dépenseconsentie à cet effet par l'industrie pétrolière. Les premiers résultatsd'une étude conduite par l'Association Nationale des Ingénieurs de la corro-sion montrent que l'on dépense près d'un milliard de dollars annuellementpour les peintures et revêtements utilisés par la seule industrie des puitsde pétrole.

Barnes, I et F.E. Clarke, 1969 : Les propriétés chimiques de l'eau souter-raine et leurs effets corrosifs ou incrustants sur les puits. U.S. Geologicalsurvey. Prof Paper 498-D, 58 pp. 48 refs. - Résumé de la note :

"On peut déterminer certains problèmes pratiques avant de faire un puitset avant qu'il ne se détériore. On a étudié les propriétés chimiques del'eau et le comportement à la corrosion-incrustation de plusieurs puitsen Egypte, Nigeria et Pakistan occidental. A partir de la compositionchimique des eaux, des vitesses de réaction par rapport à l'équilibre ontété essayées pour 29 compositions possibles comprenant des oxydes carbonates,sulfures et éléments divers. Seuls, la calcite, C03Ca, et l'hydroxyde fer-rique Fe(0H)3 ont montré une corrélation avec la corrosivité des eaux visà vis de l'acier doux [fer métal]. Les 39 eaux expérimentées étaienttoutes en déséquilibre avec le fer métal, mais ces eaux en équilibreou sursaturées avec à la fois la calcite et l'hydroxyde ferrique étaientles moins corrosives. La sursaturation avec les autres phases solidesn'avait apparemment aucune relation avec les conditions de corrosion, setraduisant ou bien par la corrosion (liée à l'absence de sursaturationdes phases protectrices) ou par l'incrustation (sursaturation des phasesqui précipitaient] ou par les deux qui ont pu être identifiées.

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Les revêtements de protection peuvent se diviser en 2 catégories :organiques et inorganiques. Ces derniers se composent de métaux et autrescomposés non carbonés. Par exemple on galvanise avec du zinc ; celui-ci li-mite la corrosion par protection cathodique du métal recouvert... jusqu'à ceque le zinc soit consommé. On fait également des placages avec du cadmiumou des alliages de nickel pour protéger les métaux ainsi recouverts contrela corrosion.

Les revêtements organiques utilisant les composés du carbonecomprennent : la paraffine, la bitume, le goudron de houille et les plas-tiques. Ce type de revêtements empêche la corrosion par isolation de lasurface du métal revêtu du milieu environnant en créant une "barrière" àla fois imperméable et électriquement isolante.

On peut combiner matériaux organiques et minéraux pour faire unrevêtement efficace, par exemple une première couche de zinc sera recouverted'un film organique (la toxicité du revêtement doit être appréciée].

Pour constituer une bonne protection du métal, un bon revêtementorganique devrait avoir les propriétés ci-après :

1) électriquement isolant2) recouvrement complet et continu3] inchangé avec le temps.

Un revêtement possédant toutes ces propriétés n'a pas encore étémis au point.

CORROSION - INCRUSTATION BACTERIENNE

La présence de bactéries sulfato-réductrices a été mise en évi-dence dans de nombreux cas de corrosion, comme le rapporte Postgate. VonVolzogen Kuhr a proposé la première théorie largement acceptée de l'activitécorrosive des bactéries sulfato-réductrices. Cette thèse a fait l'objet derecherches par Starkey, et Wight puis discutée par Starkey et Sharpley. Bienque l'importance des bactéries sulfato-réductrices dans la corrosion externedes canalisations soit bien connue, l'activité des bactéries dans les con-duites d'eau a été souvent oubliée. On peut fréquemment attribuer aux bac-téries sulfato-réductrices l'eau noire, rouge ou "rouilleuse" ou les odeursnauséabondes en certains points. Trautenberg a exposé les principales ca-ractéristiques des bactéries aérobies et anaérobies dans les opérationsd'injection d'eau dans les gisements d'huile. Ostroff a apporté une contri-bution importante dans ce domaine de la technologie pétrolière en analysantles principaux aspects du point de vue chimique et bactérien ; Case traiteégalement des nombreux problèmes rencontrés dans ces opérations d'injection.

ROLE VES BACTERIES

Le genre aérobie, Pseudomonas_comprend quelques 30 espèces rencon-trées dans l'eau douce et l'eau de mer. Ce sont des petits bâtonnets fusi-formes, sans spores. Les Çseudomonas produisent un pigment bleu-vert hydro-soluble. Ces micro-organismes produisent des enzymes et peuvent engendrer,dans certaines conditions, la décomposition de la cellulose et de nombreuxhydrocarbones.

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On dit que les chlorures et les sulfates favorisent le dévelop-pement des Pseydomonas. Ce genre est l'un des plus difficile à contrôleret l'on sait qu'il peut résister à la toxicité des composés d'ammonium qua-ternaires et qu'il peut créer une corrosion sévère.

Par ailleurs, la corrosion bactérienne de l'équipement des puitsest due fréquemment à l'activité métabolique de Desulphovibrio_desulfuricans.

Ces bactéries anéorobies sulfato-réductrices (qui n'assimilent pas l'oxygènelibre] utilisent le sulfate (SO^) comme source première d'énergie en pré-sence d'enzymes, d'hydrogénase et autres composés naturels. L'oxygène dessulfates des matières organiques naturelles et d'origine minérale est as-similé par ces organismes utilisant l'hydrogène comme source d'énergie.

King et Miller voient plusieurs raisons au déclenchement de la cor-rosion du fer et de l'acier par les bactéries sulfato-réductrices en milieuréducteur :

1°) Stimulation de la partie cathodique de la pile de corrosion par dépla-cement et utilisation de l'hydrogène polarisant par les bactéries.

2°) Stimulation de la réaction à la cathode par les sulfures de fer solidesformés par la réaction des ions farreux avec les ions soufre produits parles bactéries.

3°) Stimulation de la réaction à l'anode, dissolution du métal, par lessulfures bactériens.

4°) Formation d'élément acide localement.

5°) Formation de phosphure de fer par réaction du métal avec les phosphatesréduits par les bactéries.

Les deux dernières raisons ne sont pas significatives, sauf dansdes cas isolés, tandis que la troisième raison n'intervient probablementqu'au début du processus de corrosion par suite de la formation éventuelled'un film de sulfures protecteur en présence d'ions libres de soufre. Lathéorie de la corrosion par dépolarisation cathodique généralement admiseest celle de King et Miller, qui s'est révélée défectueuse. On a proposéune nouvelle théorie : la réaction cathodique (évolution de l'hydrogène)apparaît sur le sulfure ferreux obtenu par réaction de l'ion Fe + + avec l'ionSoufre produit par les bactéries. L'activité du sulfure ferreux diminueavec le temps probablement par capture de l'atome d'hydrogène dans lescristaux de sulfure ferreux.

Certaines bactéries aérobies peuvent également utiliser l'hydrogène.On a trouvé l'enzyme hydrogénase dans des produits carbonates et par con-séquent des bactéries peuvent être à l'origine de la corrosion par exempleAergbacter_aerogensi_Escherichia 5Clii_et Proteys_yulgaris, qui sont toutes

des bactéries aérobies.

Les bactéries du fer comprennent des variétés filamenteuses tellesles genres Çlonothrix,_Crenothrix1_Leptothrix, et la»vraie»bactériejGallionella. Cette dernière est un bâtonnet en forme de rein qui sécrètede longues bandes fuselées et torsadées ou "tiges" d'hydroxyde de fer. Lafigure 130 illustre la dimension relative de la plupart des bactéries du fer.

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SIZE REFERENCES

HUMAN HAIR-100-

—80-SMALLESTPARTICLEVISIBLE TONAKED EYE •

REO BLOOD CELL-

IRON BACTERIASMALLESTYEAST CELL

RANGE OfOPTICAL VMICROSCOPE f

TOBACCO SMOKE

SMALLESTBACTERIA -

CARBON BLACK

POLIO VIRUS -

RANGE OFELECTRON IMICROSCOPE I

— SO—

- , . - <

-60-•50-

PORE S O U OfSOME TYPICAL

MILUPORI ntTHM

0.4S MICRON

5

Figure 130 - Echelle montrant la dimension relative des micro-organismes et autres particules

14

Toutes les bactéries du fer oxydent le fer ferreux e" sr ferriqueen utilisant l'énergie correspondante pour l'assimilation chimio- synthétiquedu carbone. Ces conditions de satisfaction de leurs besoins énergétiques s'ac-compagnent d'une production importante d'hydroxyde ferrique par les bacté-ries.

Les bactéries du fer se développent mieux à basse température, eton les trouve plus couramment dans les puits, sources et rivières renfermantdes sels de fer solubles. Elles ont malheureusement une large gamme de tolé-rance à l'oxygène et peuvent se développer dans les eaux renfermant 0,3 à9 p.p.m. d'oxygène dissous. Les types aérobies habituels de bactéries colma-tantes (bactéries assimilant l'oxygène libre] sont généralement responsablesdes 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 concentra-tion en oxygène est faible] par attaque à l'anode, les bactéries du fer trans-forment ce sel en hydroxyde de fer. Ce produit recouvre la surface du métalet la corrosion devient plus accusée.

La présence de bactéries aérobies indique un environnement peu fa-vorable aux bactéries sulfato-réductrices qui ont besoin d'un milieu anéorobiepour 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,créentlocalement un micro-milieu anaérobie favorable au développement maximal deDesulghovibrio et autres espèces de mêmes types.

La corrosion anaérobie des métaux ferreux est communément attribuéeà l'action des bactéries sufato-réductrices. L'hydrogénase fabriquée par cesbactéries dépolarise la surface du métal par suppression de l'hydrogène à lacathode. Les systèmes dfhydrogénase ne se limitent pas aux bactéries sulfato-réductrices, mais, comme on l'a dit, proviennent de nombreuses bactéries oumicro-algues. Une souche d^Escherichia coli, organisme qui possède un systèmed'hydro gánase, s'est révéïi capable d'utiliser le nitrate comme accepteurd'hydrogène en milieu expérimental anaérobie réalisé par Mara et Williams.Les résultats indiquent que l'organisme utilise depréférence le nitrate pourl'oxydation de la matrice organique, et aussi que lorsque les éléments sont aurepos, la réduction du nitrate apparaît, avec tendance à la corrosion si desmétaux ferreux sont présents. Compte-tenu de la diversité des bactéries nitro-réductrices et de leur présence importante dans les sols, la corrosion causéepar ces organismes mérite une étude complémentaire pour résoudre les problèmescourants, actuellement attribués aux bactéries sulfato-réductrices. D'autrestypes de bactéries qui ont été récemment isolées, peuvent jouer un rôle im-portant, bien qu'encore mal défini aujourd'hui, dans le processus complexe decorrosion-incrustation.

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CONTROLE VES BACTERIES

Updegraff fait valoir que la chloration a une efficacité limitéecontre les bactéries anaérobies qui provoquent la corrosion,car le sulfureproduit par ces organismes gêne l'action du chlore. Lewis indique que cetteaffirmation n'est vraie que dans le cas où les sulfures produits forment untubercule abritant les bactéries. Puisque le chlore peut tuer les élémentsisolés, le maintien de chlore résiduel dans un réseau de distribution,estencore toutefois le meilleur moyen actuellement disponible pour empêcher laformation des tubercules. Une fois que les tubercules sont formés, il fautles détruire mécaniquement et l'on peut alors réduire l'activité bactériennepour éviter la formation de nouveaux tubercules.

La contamination bactérienne d'un puits,provoquée par la boue deforation ou le fluide de fracturation a été méconnue pendant de nombreusesannées en dépit de ce que l'on savait sur les bactéries introduites avecl'eau injectée dans les gisements d'huile. Mais le problème a été reconnurécemment et l'on peut y remédier en utilisant assez tôt les produits chi-miques convenables pour un bon programme d'entretien efficace. Les puits foréspour 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'uneou deux causes : les bactéries ferro-oxydantes ou suifato-réductrices. Toutesdeux 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 parcolmatage des vides par leurs sous-produits. Ayant identifié le problème, laprochaine étape consiste à trouver le produit pour réduire la contamination.

Un chlorure alkylbenzyl triméthyle d'ammonium quaternaire cathio-nique s'est révélé être un bactéricide efficace, qui se comporte en pluscomme inhibiteur de corrosion en raison de ses propriétés tensio-actives.Ce composé n'est pas emulsionnable et ses propriétés tensio-actives empêchentle gonflement des argiles. On dit cependant que ce bactéricide réagit avecbon 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 pressiondans le terrain, contaminant ainsi la partie environnante du réservoir. Lesbactéries ferro-réductrices et suifato-réductrices peuvent s'adapter auxmilieu en très peu de temps, comme on l'a déjà indiqué. Les terrains conte-nant du lignite peuvent faciliter cette adaptation puisque le lignite etautres matériaux carbonés peuvent être le plus souvent utilisés comme sourcesd'énergie, par exemple l'oxydation de la pyrite produit de l'hydrogène sul-furé corrosif, etc..

INCRUSTATION

L'incrustation se définit comme "une fermeture, une cimentation,ou l'obstruction d'une crépine et d'un aquifère qui résultent de l'accumu-lation de matériaux dans et autour des ouvertures de la crépine et dansles vides du terrain aquifère". Si les conditions s'y prêtent l'obstructionou incrustation interviendra, quelque soit le matériau de la crépine et letype de conception du puits.

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COMMENT SE MANIFESTE PRATIQUEMENT L'INCRUSTATION ?

L'incrustation peut prendre la forme d'un dépôt dur, cassant, sem-blable 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 ordrede probabilité d'apparition sont les suivants :

1) Précipitation de matériaux amenés en solution vers la crépine, tels quele 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'or-ganismes de fermentation ammoniacale et matière organique).

L'incrustation est habituellement du premier type, c'est-à-direincrustation 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 orga-nique et le principal agent incrustant est le carbonate de calcium qui sertà cimenter ensemble les grains de sable. Avec lui, on trouve souvent du si-licate d'alumine, du sulfate de fer et quantité d'autres minéraux remplis-sant les vides entre les grains de sable et de gravier. Bien que n'étantqu'une partie de l'incrustation totale, le carbonate de calcium en est ce-pendant le liant essentiel.

Il existe quelques zones géographiques où le matériau incrustantest totalement d'origine mécanique. Si l'aquifère renferme beaucoup de li-gnite, qui peut se décomposer partiellement pour former un manteau limoneuxautour des crépines on sait qu'il y aura incrustation aussi bien des piècesen 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 car-bonate de calcium et d'autres carbonates sous certaines conditions de tem-pérature et de pression.

CONTROLE VE L'INCRUSTATION

En plus du résumé de l'étude de Barnes et Clarke donné à lapage 10 3 cette note indique :

un certain nombre de corps peuvent donner des dépôts superficiels dansles puits et entraîner une diminution du débit par encrassement des arrivéesifentes des crépines ou vides du massif de gravier) ou augmentation des per-tes de charge dans les tubages. Dans les dépôts échantillonnés, on a identi-fié, au moins à titre expérimental, de la calcite Ca C0„, de l'hydroxydeferrique Fe (0H3) de la magnésite Fe3 04, de la sidérite Fe C03, de l'haus-mannite rn„ ü\ etc..

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Du point de vue géochimique il a été démontré que les modèlesd'équilibre stable et simple étaient en défaut dans presque tous les caspour prédire la composition de l'eau extraite des puits étudiés. Dans uncas, une phase stable (de calcite) s'est révélée à peu près conforme auxprévisions faites en partant de considérations sur la stabilité d'équilibre.Le comportement prévu des autres phases stables, à partir des mêmes consi-dérations, ne s'est jamais révélé conforme à la réalité. Tous les corpsprécipités (sauf la calcite] sont métastables par le fait qu'ils ne sontpas les phases les moins solubles possibles des systèmes étudiés.

L'étude de Barnes et Clarke a montré que les considérations d'équi-libres sont utiles comme référence des propriétés réelles et prévision deseffets corrosifs des eaux naturelles. Les calculs physico-chimiques détailléssont très utiles pour comprendre la nature et pour prédire les comportementsde telles solutions dans les puits et ailleurs.

Les résultats pratiques de l'étude montrent que le caractère cor-rosif ou incrustant de l'eau sur l'acier doux est prévisible à partir dequelques mesures de terrain, rapides et bon marché, couplées avec des ana-lyses de laboratoire faites sur échantillons d'eau convenablement traités.

A partir des mêmes données on obtient d'utiles informations sur lepotentiel d'incrustation. La connaissance des potentiels de corrosion-incrus-tation des eaux facilite le choix des matériaux appropriés pour l'équipementdu puits (voir annexes B, C et D).

Dans un puits, il y a débit par suite d'une différence de pres-sion provoquée. Au début du pompage, l'eau descend dans le puits, créantainsi une pression différentielle entre l'eau du terrain extérieur et le ni-veau d'eau dans le puits.

Par suite de ce changement de pression nécessaire au débit dupuits, le C02 dissous s'échappe de l'eau. Lorsque ce gaz s'échappe, les car-bonates, et principalement CO3 Ca, précipitent et se déposent autour de lazone d'entrée d'eau dans le puits. Comme les conditions de départ du CO2sont plus favorables dans cette zone d'entrée de l'eau, la plus grande par-tie du dépôt s'accumule comme un ciment sur et autour des crépines. Une in-crustation 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'uneréduction de pression est susceptible de réduire l'incrustation. Pour cela,on considère généralement que cinq facteurs entrent en jeu dans la réductiond'incrustation dans les puits :

1) Le puits doit être équipé de telle façon que l'eau puisse entrer avec leminimum possible de résistance et qu'il puisse être développé facilement.Le développement d'un puits consiste à mettre en oeuvre une ou plusieursméthodes pour déplacer énergiquement les silts, sables fins, etc....de la formation autour de la crépine, pour obtenir finalement des sableset graviers de dimension plus homogène et bien graduée évitant les entrées

de sable. Le pompage ne constitue pas une méthode de développement efficaceet suffisante à moins de le combiner avec d'autres moyens. Lorsqu'un puitsest correctement développé son débit spécifique est le meilleur possible etl'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 connaîtde 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 enremplaçant une pompe de fort débit»fonctionnant par intermittence, parune pompe de moindre capacité tournant en continu. Il faut se souvenirqu'il est économiquement intéressant, aussi bien pour le puits quela pompe, de concevoir autant que possible l'exploitation en continu

3} II convient de répartir le débit d'exploitation entre plusieurs puitsplutôt que de vouloir tirer un gros débit d'un seul ou de quelques ou-vragss.Un groupe de puits légèrement plus petits, correctement espacés,permet une meilleure exploitation des capacités d'un aquifère. On diminueainsi les vitesses d'entrée de l'eau ainsi que le rabattement sur chaquepuits et en même temps on diminue les possibilités d'incrustation touten réduisant le coût du pompage.

4) Puisqu'un excès d'oxygène est nécessaire pour que l'incrustation puissese produire, on utilisera des packers de fond ou des joints étanches pourisoler 1'aquifère de l'oxygène atmosphérique si le niveau dynamique esttrès au-dessus du sommet de la zone crépinée (ce qui devrait être applica-ble pour le niveau de l'eau des puits en terrains meubles).

5] L'entretien périodique ou nettoyage est à prévoir dans les secteurs oùl'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'incrustationou à la corrosion dépend de la nature et de la quantité des sels minérauxet 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 compré-hension des raisons profondes de l'incrustation et de la corrosion dans lepuits.

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 poten-tiel d'électrofiltration.

2) Le potentiel d'électrofiltration joue le rôle d'un catalyseur dans laformation de l'incrustation dans les crépines (pour supplément d'infor-mation se référer à la théorie du potentiel spontané en géophysique).

N.T. En dehors de l'influence sur 1'incrustation, qui est coûteuse par laréduction 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 pourun débit donné aura une faible hauteur de relevage, donc réduction dela dépense d'énergie.

- économie d'investissement sur l'équipement de pompage, qui doit four-nir par exemple, 10 l./s en continu par rapport à celui qui en donnera30 en tournant à 1/3 de temps. A noter en outre que la pompe plus im-portante entraînera éventuellement un surdimensionnement inutile del'ouvrage et que très souvent des pertes de charge inexistantes à10 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 uncourant dans l'aquifère pour empêcher la formation de dépôts sur les cré-pines des puits. Le potentiel nécessaire pourrait être fourni par une sourcede courant continu fonctionnant en coïncidence avec la pompe. Des recherchescomplémentaires devraient préciser l'efficacité de cette approche. Toutefois,J .S. Fryberger (communication personnelle) dit que cette solution pourraitéventuellement entraîner plus de dégâts par augmentation de la corrosiongalvanique que d'améliorations par diminution de l'incrustation.

W.H. Walker (communication personnelle) indique que dans beaucoupde cas l'incrustation provient d'un surpompage sur des puits mal conçus,mal exécutés ou développés, ou de l'installation d'une pompe surpuissantepar rapport à la productivité du puits. Si le puits est équipé en tenantcompte de l'équation ci-dessous et que l'on utilise une pompe ne produisantpas plus que le débit Q qui en découle, le potentiel d'incrustation seratrès réduit :

*~ = Ä — V — 7 A» avec L = longueur de la crépine (en pieds)ex c ' Q = débit (en gallons par minute)

A = 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 desable est transporté *

( En unités S.i. on a L = _' ,, avec L (en m) ;AexVc

Q (en m /s ; Vc (en m/s);Ae (m^ d'ouvertures par ml de crépine).

Walker fait ressortir que lorsqu'on pompe un débit trop élevé surun puits à faible productivité, on peut provoquer l'entartrage de (ou près de)l'interface paroi du trou - crépines, augmentant ainsi sérieusement lespertes de charge sur cet interface.

On doit accorder la plus grande attention à toutes les méthodesde prévention ou ralentissement de l'incrustation mais dans beaucoup decas l'entartrage interviendra tôt ou tard de telle sorte qu'un traitementsera 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 dediamètre : d = 0,1 mm : Vc = 2 cm/seconde

d = 1 mm : Vc = 10 cm/seconded = 4 mm : V = 30 cm/seconde

C

Ces valeurs sont extraites d'un tableau donné par S. COTTEZ (rapport BRGMDS A26) d'après R.C. SMITH et la Cié W.S. TYLER.

En reportant en diagramme log Vc en fonction de log d, les pointsbien alignés permettent le tracé d'une droite fournissant les valeurs inter-médiaires.

On peut également se référer au graphique de HJULSTROM, donné par A.VATAN-Manuel 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 acidesinhibées, sans retirer la crépine.

On emploie habituellement de l'acide sulfamique, de l'acide chlor-hydrique, du chlore gazeux à forte concentration, de l'acide acétique, etc..On peut également utiliser des dispersants. L'industrie pétrolière a une sé-rieuse avance dans le domaine de l'évacuation et de l'inhibition des diverstypes d'encroûtements.

Vitesse d'entrée de l'eau dans les crépines en fonction de la granulométrieVitesse pritique pour un élément n =Vitesse au delà de laquelle l'élément n est entraîné

1\J-

•

*

4 •

2

10

e

6

4 •

2

M

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• desi irair s(

1

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I

to

0,01 6 8 0,1 e e I 6 S 10

Diagramme établi d'après les données de R . C . SMITH et Cie W . S . TYLER, citées par S. CCTTEZ,rapport BRGM DS 65 A 26

ANNEXE B

RAPPEL DE NOTIONS DE CHIMIE POUR L'ETUDE DES

PHENOMENES D'AGRESSIVITE, CORROSION, INCRUSTATION

- 2 -

S O M M A I R E

Page

7. LES SOLUTIONS 4

2 . AGRESSIVITE 7

27. GinëAaLUU 7

22. Çqnd^qn6_de._llequi^ê.çqAbqnlque: 8

23. ReIatçqn_de._LANGELJER 9

24. M&thodte de. dit2Amincition._d<L VaqttL&itÁ.vÁJjí carbonique. 11

3. CORROSION 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_-£êa£i_gaê._déóaéA|e_ 16

34. Zonjio&Àjm involution aa¿dz 16

35. Coô4ôn_da_ê^_en_eatx_d|4aé^ée_4an4_^écxgâôn_d^_gôdu¿t¿ 16

36« ^°.fyhO¿-iqn_du_êA_e.n_zaxi douce. dé.¿>aé.iíz_a.vzc fconmat<Lon de. j£^.ícÁ.^ÁXÍ6 18

37. Cqwiq¿'Lqn_du_£eA_dayii> leÂ taux a.éAé.eA._ Rôle cíe ¿'oxygène. eX ¿nfalu.- 20

3S. Q¿&Q/LCume.Ek2]pH du £eA 21

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

- 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 dif-

férents 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 = pHii -—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 caracté-

ristique 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 :

1m A + n B ~7 m'C + n'D

2

Cet équilibre signifie que la vitesse de réaction dans le sens

1 : V-, = k1 (A)m x (B)n est égale à la vitesse de réaction dans le sens

2 : V2 = k2 CC)m'x n>

- 5 -

Cette égalité M. = V„ amène :1 2

„ amène : r k1 2 (A)m (B)n k2

Pour satisfaire à la loi d'action de masse, il faut faire inter-

venir 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 fA fBx = K. (constante thermodynamique de dissociation)

(C)m'(D)n' f C f D

On peut encore écrire :

(A)m (B)n fC fD= K = K' (constante de dissociation apparente)

(C)m'(D)n> f A f B

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 tempéra-

ture : 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 ( Z2 + C2 Z^ + C3 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 -

fi *1 — * — r - \ r ?pour CO „ H " la concentration sera p. -__ = 1 0 ; u = 0,5 (10 x 1 ) = 0,0005

à bi.UUU++ ñn — * — * *?

pour Ca la concentration sera = 2x10 ; u = 0,5(2x10 x2 )=0,00440.000

Des tableaux donnent les constantes K et K' ainsi que leurs varia-

tions en fonction de la température, (voir annexe B3). Les tables donnent

plus souvent le cologarithme pK. des constantes K , par analogie au pH, colo-

garithme de (H ), qui est bien connu.-14

Rappelons que dans l'eau pure : KD = 10 à 23° et pKe = 14 ¡ avec

(H ) = (OH ) = 10 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'hydro-

gène = pH pour mesurer l'acidité ou la basicité d'une solution. Ce cologa-

rithme de (H ) est de 7 pour une solution neutre, inférieur à 7 pour une so-

lution 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 bi-

carbonates HCO3 , le calcium Ca et l'acide carbonique C03H2 = C02 + H20

- des ions sans rapport avec l'équilibre carbonique : Mg , Na , K , Cl ,

SO4 etc...

- des gaz dissous : 02, H2S, 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++ + 2 Mg++ + Na+ + K+, etc -

OH" + HCO3 + 2 C03 = + Cl" + 2 SO* + etc

v1N~

On désigne par P+ et N~ la somme des charges des éléments étran-

gers à l'équilibre carbonique. Pour ceux qui conditionnent cet équilibre,

les réactions sont régies par les constantes thermodynamiques de dissocia-

tion (ou d'ionisation) K ¡ ainsi pour l'eau :

H20 - ^ _ H+ + OH" ; et (H+)X(OH~) • Ke (1)

(H20)

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 -

( C 03 H2 ]

est constante dans une solution — , „ _ -, = K. ou (C03H2) = K„ x (C02)

C0 3 H 2 ~t- C0 3 H" + H+ et (H+)x(C03H~) = K/] x (COgH^ (3)

CO H~ ~t- C0 3 + H + et (H+)xCC03) = K 2 x (COgl-f) (4]

_3A 25°C la valeur des constantes est KR = 10 ;

-R 4 -in ?qK1 = 10 ' ; K2 = 10 ' ; ou encore pKe = 14 ; pKg = 3

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, 2^û „.pour pK.' : e ; pour pK : e =

1+1,4/û~ 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 solu-

tion des ions C0~ et COgf-f : c'est le C02 équilibrant = C02 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 > C02 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 na-

turelles 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

C02 total = HC0~ + CO3H2 + 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' = PK 2 - 2 e

K2 ^ S " 3

— CCa ) • K'(H+) S

d'où il tire :

pH = pK2 - 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.ilf fi T

est facile de calculer le pHs de l'équation si l'on connaît pK.' et pK* ;¿L S

Ces constantes sont tabulées à partir de pK„ et pK , qui varient en fonction

de la température et de la correction e, elle-même fonction de la somme des

forces ioniques u des sels dissous, donc du résidu sec de l'eau. Pour faci-

liter la détermination de pHs, Langelier a établi un abaque avec températures+ + 3

en degrés Fenenheit et Ca et CCLH exprimés en CO Ca,qui a été repris enFrance 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— fi

pente correspond à : u = 22,5 x 10 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 jusqu'à B grammes/litre

2/û . / 4/û"et pour pK e =

2/û .en prenant pour pK„ : e = et pour pK

1+14/û"e =p p

1+1,4/û" S 1+3,9/ù"

c) les valeurs de K„ et K 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 pK2, pK , puis pK„ et pK et enfin le pHs correspon-s ¿. s

dant à pK„ - pK à O C pour tous les résidus secs choisis ; les courbes

suivantes à 5°C, 10°C, etc.. 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 tempé-

rature 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 (ou T.A.C.) et résidu sec.' 3

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++)

• i

pK 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^ = 7,887

pour (CCLH ) et (Ca ), en molécule-gramme dans la formule (6), on trans-

forme les valeurs de l'analyse données en mg/1.

pour C03H~ : 4 ^ Q = 0,0027, dont le log = - 2,569

pour Ca++ : 4 Q ° Q n o = 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 iden-

tique 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 ana-

lyse 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 agres-

sive, soit aération si elle est incrustante.

- Franquin Marécaux présente un diagramme qui tient compte de C03 ¡ il porte

en ordonnée C0~ + 1/2 CO H , en abscisse 1/2 CO H* + CD H (concentrationd 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 arithmé-

tique. Les auteurs s'inspirent donc de la formule de Langelier avec 2 sim-

plifications :

- log K - log K + 9,2 = C (constante en fonction de T° et R.S.]s ¿ ++

- les concentrations en CO H et Ca sont souvent tres proches sur lesô

(CO3H~ (CO H")eaux douces, donc — — sfe 1. En posant log = m le terme

(Ca ) (Ca++ )

- (log (CO H ) + log (Ca ) ) peut s'écrire - 2 log (CO H ) + m, avec

m 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'égui-fC03H )

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 (C03H2) 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 C03H2 équilibrant.

L'application de cette méthode n'est pas très simple et la tem-

pérature 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 mé-

thode d'Hallopeau et Dubin pour la correction éventuelle des eaux de dis-

tribution.

- 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'hy-

drogène. 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 atmosphé-

rique.

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 2H 20 •*— 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 de

l'hydrogène, avec rH = 27 pour la neutralité d'oxydo-réduction.

Les diagrammes fig.1 illustrent ces différents domaines de

neutralité acide-base et oxydation-réduction de l'eau.

E (voltt)

+ 0,8

• 0,4

0

- 0 , 4

- 0 , 8

E ( volts)

stabilitéthermodynamique

de l'eau sous 4 bar

•*

courbe de dégagementd'hydrogène

I I I I I I I I I- I I 3 9 7 9 II 13 15 pH

milieuxréducteurs —4

basiquesI I I I

9 R 13 15 pH

Figure 1 - 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 *— Fe + 2e .

L'ion Fe entre en solution dans une proportion qui dépend de la nature de

I1electrolyte 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 :

E = EQ + °'0582 log (C) (formule de NERNST)z

Pour le fer :

EP <= - 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

Eu = 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'élé-

ments 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~) = 10~ 1 4

Si l'on plonge dans l'eau pure une plaque de fer à surface hété-

rogène, 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 (Ca++), (COg), (CO H I , ( C O ^ ) , (H+) et (0H~) si l'expérienee est faite

avec (CO total) constant et (Ca ) invariable, à la fin de l'expérience

des ions (Fe ) 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 1013(H+)2et 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 10 1 3 (H +) 2 = (CQ3H2) ou pH = l°ët2x1013)-log(CO.H2)

+ + 2

et la concentration en fer (Fe ) =

35 J. Produit

Le produit de solubilité de (Fe++) (0H~)2 est de 10" 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 cal-

cule 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 H2) =

1' 4 6 X 1 D" 3 = 0.73 x ID'3 mole/1.2

On calcule le pH d'équilibre :

PH éq = l pg [2X 1 ° 1 3 ] - l Qg M' 4 6* 1 ° " 3 ) = 8.06

2

Donc (H+) = lo"8'06 et (Oh")2 = 'fll = lO"5'94

80610-8.06

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

- 1 8 -

— fi — 10

Le produit de ces deux concentrations donne 2,2 x 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. VKoduJLt faj>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 et l'ana-

lyse donne (Ca++) = 50,4 mg/1 = 1,26 x 10~ 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 protéger1 ' ' ' 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 et2

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 déter-

minent 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

- 1 9 -

(Cat«)I,8°F A

COjtotolen milli-mole/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

du C02 libre = 10 mole/litre.

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 res-

tera 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 = 10" 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 tempé-

rature. 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" N0 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'hy-

drogène), 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 illus-

trant 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. B9):

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 1

Eh = + 0,771 + 0,059 log(Fe+ +

Lorsque les concentrations en Fe et Fe sont égales, la limite

C est une droite parallèle à l'axe des abscisses à Eh = + 0,771 .

+ + +

On aurait Eh = + 0,948 si - ~ j L = -|03 (courbe C ](Fe + )

Eh = + 0,594 si IÊ? ] = 10~3(courbe C" )(Fe ]

d] : Limite de stabilité entre Fe et 1'hydroxyde ferrique Fe (0H)

Dans la réaction Fe (0H)3 — Fe + 3 0H~ les constantes d'ionisation+ + +

entre Fe et 0H donnent :

log (Fe+++) = 6.176 - 3 PH ou : PH - 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 Do.jDi , 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 4,059fF + + +1

étant retenue comme limite pratique de — = 10-(•Fe+ + )

- 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 D 1

ù

Eh = 1,346- 0,168 pH pour D'j

Eh = 1,464- 0,168 pH pour D 1

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++) res-

pectivement 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 élément23est celle d' un atome-gramme = 6,023 x 10 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 /litreb) eo équivalent par litre; Concentration en ; ex :

valence

pour Na Cl = -£§¿5. = 58,5 g/litre ¡ pour CO Ca = — = 50 g/litre.1 ö 2

Dans les analyses d'eau on utilise couramment le milliéquivalent par litre

(mé ..) qui correspond à inao 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 3

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 laSté Degrémont, éd. 1974, qui donnent les masses atomiques, moléculaireset les valeurs de concentration de solutions).

• • « / •

ANNEXE B 1 (suite)

MASSE ATOMIQUE DES PRINCIPAUX ÉLÉMENTS

Élément

AluminiumArgentArsenicAzoteBaryumBromeCadmiumCalciumCarboneChloreChromeCobaltCuivreÉtainFerFluorHydrogèneIodeLithiumMagnésiumManganèseMercureMolybdèneNickelOrOxygènePhosphorePlatinePlombPotassiumRadiumSiliciumSodiumSoufreStrontiumTitaneTungstèneUraniumZinc

Symbole

AlAgAsNBaBrCdCaCClCrCoCuSnFeFH|LiMgMnHgMoNiAu0PPtPbKRaSiNaSSrTiWUZn

Valence

31

3-53-521224132

1-22-42-3111122

1-262

1-32

3-62-421241

2-624662

Masse atomique

26.98107.8774.9214.007

137.3479.91

112.4040.0812.01135.4552,0058.9363,54

118.6955,8519.00

1.008126,90

6,9424.3154.94

200.5995.9458.71

196.9715.99930.97

196.09207,19

39,10226

28.0922.9932.0687.6247.90

183.85238.0365.37

ÉVALUATIONDE LA CONCENTRATION DES SOLUTIONS

(valeurs des différents degrés)

Nota. Ces masses atomiques, arrondies A la seconde décimale, sont conformes a laConvention Internationale de 1961 admettant que la masse a'omique du Carbone " Cest exactement égale à 12. Elles correspondent aux mélanges d'isotopes d'un m ê m eélément les plus fréquemment rencontres dans la nature.

MASSE MOLAIRE DES PRINCIPAUX SELS

Corps

Aluminium sulfateA m m o n i u m nitrate

— nitrite— sulfate

Argent chlorureBaryum hydroxyde (Baryte)

— carbonate— chlorure

Calcium carbonate— bicarbonate— chlorure— sulfate

Cuivre sulfateFer chlorure (ferrique)— sulfate (ferreux)— — (ferrique)Magnésium carbonate

— chlorure— sulfate

Manganèse hydroxyde (manganeux)— carbonate

Plomb carbonate— sulfate

Potassium nitrate— permanganate— phosphate

Sodium méta-aluminate— carbonate_— chlorure— o-phosphate (bisodique)— — (trisodique)

Formule

AI, (S04),. 18 H , 0NH« N O ,N H , N O ,(NH4), SO«AgCIBa (0H)2. 8 H ,0Ba C O ,Ba CI,. 2 H , 0Ca C Û ,Ca (HCO,) ,Ca CI,, 6 H , 0Ca SO«, 2 H , 0Cu S0 4 . 5 H , 0Fe CI,, 6 H , 0Fe SO«, 7 H , 0Fe, (S0«)„ 9 HjOM g C O ,Mg CI,. 6 H , 0Mg SO«. 7 H ,0Mn (OH),Mn C O ,Pb C O ,Pb SO«K N O ,K MnO«K, PO«Na Al 0 ,Na, C O ,Na, C O , . 10 H ,0Na CINa,HPO«, 12 HjONa, PO«. 12 H ,0

Massemolaire

666.480.064,0

132.1143,3315.5197.4244,3100.1162,1219,1172,2249,7270.3278.0562.0

84,3203.3246.589.0

115.0267.2303.2101.1158.0212.3

82.0106.0286.1

58.4358.1380.1

t'Sels et oxydes de cal-cium et de magnésiumparticipant à la duretéd* l'eau (titre hydroti-métrique)

Carbonate de calciumBicarbonate de calciumSulfate de calciumChlorure de calciumNitrate d* calciumChaux viveChaux hydratéeCarbonate de m a g n é -

siumBicarbonate de m a g n é -

siumSulfate de magnésiumChlorure de magnésiumNitrate de magnésiumMagnésie

2« AnionsCarbonateBicarbonateSulfateSulfiteChlorureNitrateNitritePhosphateSilicate

3* AcidesSulfuriqueChlorhydriqueNitriquePhosphorique

4 * Cation« et oxydesCalciumMagnésiumSodium

Potassium

FerAluminium

5° BasesSoudePotasseA m m o n i a q u e

6° Sels diversBicarbonate de sodiumCarbonate de sodiumSulfate de sodiumChlorure de sodiumPhosphate de sodiumSilicate de sodiumCarbonate de potassiumBicarbonate de potas-

siumSulfate de potassiumChlorure de potassiumPhosphate de potas-

sium* - Sulfate ferreux

Sulfate ferriqueChlorure ferriqueSulfate d'aluminium

Formule

C e C O ,C a ( H C O , ) ,CaâO«CaCI,C a ( N O , ) ,CaOCa(OH),

M g C O ,

Mg(HCO,),MiSO.MgCI,Mg(NO,),MgOMg(OH),

CO,H C O ,SO.SO,CINO,NO,PO.SiO,

H , S O .HCIH N O ,H.PO«

CaMgNaNa,0KK,0FeAlAI,O,

NeOHKOHNH«OH

NaHCO,N s , C O ,Na ,SO.NaCINa,PO«Na,SiO,K,CO,

KHCO]K , S O .KCI

K , P O ,F e S O .Fe,(SO«),FeCI,AI, (SO«),

Massemolaire

1001621361111645674

84

14612095

1484068

6061968035.562469560

9836.66398

4024,32362399455.827

102

405635

84106142

58.5164122138

100174

74.6

212.3152400162.5342

dei

Milli-équiva-lent/l

50816855.6822837

42

736047.5742029

3061484035.5624631.6660

4936.56332.66

2012.123313947.127.9

917

405635

84S37158.564.76169

1008774,5

70,87666,654.257

Valeur « n mg/li différentes unités

Oegréfran-çais

10.016.213.611,116.45.67.4

8,4

14.612.09.6

14.84.05.8

6.012.29.68.07,1

12.49.76.32

12.0

9.87.3

12.66.52

4.02.434.66.27,89.45.61.83.4

8.011.27,0

16,810.614.211.710.912.213.8

2017.414,9

14,115,213.310.811.4

Degréalle-mand

17.8-28.924.319.829.310.013.2

15.0

26.121.417.026.47.1

10.3

10.721.817.314,312,722.116.411.2521.4

17,512.822.511.64

7.164.358.2

11.113.916.810.03.26.1

14.320.012.5

3018.925.320.919.521.824.6

35,731.126.6

25.227.123.819.320.3

Oegréanglais

14.323.119.415,823.48.0

10.5

12.0

20.917.113.521.26.78.2

6.617.413.711.410.217.713.1

9.0317.1

1410.3189.31

6.73.476.68.8

11.213.48.02.64.85

11.416.010

2415.120.316,715,617,419,7

38.524.821.2

20.221.71915.416.3

La masse molaire d'autres corps également utilisés en traitement des eauxest donnée p. 888 et 889.

A B A Q U E P O U R DETERMINER LA F O R C E IONIQUE 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 mg/1 de Ca : u = 0, 0074

A N N E X E B 2

(United States Department of the Interior, Geological Survey,

Water-supply paper 1473, plate 1)

u

0.2 r-

0.10.090.08

0.07

0.06

0.05

0.04

0.03

0.02

0.01

0.009

0.008

0.007

0.006

0.005 -

0.004

0.003

0.002

0.001 -

0.0007

0.0006

0.0005

0.0004

0.0003

0.0002

0.0001

0.00009

0.00008

0.00007

0=00006

0.00005

0.00004

0.00003

0.00002

0.000010.0000090.0000080.0000070.000006

0.000005

F e +2mg/1

2000

1000900

800

700

600

500

400

300

200

10090

800

60

50

40

30

20

109

a7

6

5

4

Camg/1

2000 Mgmg/1

1000900

800

700

6001000900800700

600

500

400

300

200

009 0 •

80

0

60

50

40

1.0.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

2Ca

mg/1

500

400

300

200

1009080

70

60

50

40

30

20

1.0

.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

.2

Namg/1

-15000

4000

3000

2000

2 Mgmg/1

mg/1

1000900800700 K

mg/1

-11000900800

600

500

3C.Û

200

-

-

-

10 _

9

8 ~

7—

6

9

8

7

6

5

4

009080

0

60

0

- 30

- 20

10

9

876

5

4

.0

.9

.8

.7

.6

.5Na

mg/1

Hmg/1

10090

80

70

60

50

40

30

400 700

600

500

400

300

• ¡200

HCC-3mg/1

10.000

9000

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

20

10987

6

- 100- 90- 80- 7e

60

50

40

30

20

Kmg/1

1.0.9.8.7

.6

.5

.4

.3

.2

.1

.09

.08

.07

.06

05

.04

.03

02

01

1000900800700

600

500

400

300

200 -

CImg/1

1.0HCO3

mg/1

co3mg/1

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

90

80

70

60

50

40

30

-

-

-

-

_

-

_

-

—

mg/15000 r-

4000

3000

2000

1000

900800

700

600

500

400

300

200

10090

. 80

70

60

50

-

•

_

---

1U.UUU9000

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

900800

700

600

SOO

400

300

200

10090

80

70

1.0

.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

.2C03

mg/1

l.o

.9

.8

.7

.6

S04

mg/1

&•> .-

1.0

.9

.8

.7

.6

.5CI

mg/1

Fmg/1

100

90

80

70

60

50

40

N03

mg/11000 p

900 -

800 -

700 -

600 -

500 --I

400 (-

300

200

10 -

1.0.9.8

.7

.6

.5

20

1N03

mg/1

Hmg/1

.2F

mg/1

—10.2

o.i

0.09

0.08

0.07

0.06

0.05

0.04

0.03

0.02

0.010.0090.0080.007

0.006

0.005

0.004

0.003

0.002

50

40

30

*'

20

—

9080

70

60

50

40

-

_ _

0.001

0.0007

0.0006

0.0005

0.0004

-^ 0.0003

O.OC02

0.0001

0.00009

0.000080.00007

0.00006

0.00005

0.00004

0.00003

0.00002

1.000011.0000091.000008

1.000007

.000006

.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^, K2 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

Le calcul des constantes (4 tableaux)

Les différences (d'ailleurs «n général assez faibles) quiapparaissent entre les travaux des différents auteurs con-cernant les équilibres carboniques proviennent principale-ment des valeurs adoptées pour les constantes et, plusencore, des lois de variation de ces constantes en fonctionde la température et de la composition de l'eau.

Dans la détermination de ces constantes, tous lesauteurs modernes se réfèrent à la théorie de 1' « activi-té » ionique : ils donnent pour les constantes des valeurs« réelles » de base K l t K 2 , K s , déterminées à différentestempératures, et affectent celles-ci d'un coefficient de cor-rection pour calculer les valeurs « apparentes » K \ , K \ ,K's, qui figurent dans les équations.

C e coefficient est calculé par des formules dans lesquellesintervient la « force ionique ». L a force ionique est définiepar la demi-somme suivante :

¡.1 = 0,5 (iHj V-C 4 - «'2 V22 4 - . . .

"'i, »'•-•> • • • v\, t'2, • • • étant les concentrations molaireset les valences respectives des divers ions se trouvant dansla solution.

N o u s avons utilisé les valeurs données par les auteursaméricains L A R S O N et B C S W E L I . qui ont publié sur ce

sujet une étude très documentée. Utilisant la notationpK = — log ÄT, voici les formules de ces auteurs :

p K\ =

1 -1- 1,4 VIT2 V¡ Í

1 + 1,4 V |i

4V71 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 formulede définition à partir de l'analyse de l'eau qui donne lesdifférents ions présents. Cette façon de faire, qui est évi-d e m m e n t la seule théoriquement satisfaisante, est d'uneapplication pratique compliquée : il faut avoir l'analysecomplète de l'eau et faire le calcul.

A N N E X E B 3a(suite)

Pour l'utilisation pratique, nous avons adopté la valeurapproximative de y. utilisée par L A R S O N et B U S W E U , (etaussi L A N G E L I E R ) qui ne tient compte que de la minérali-sation 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 tientpas compte de la nature des ions.

Sur les quatre tableaux ci-joints, nous donnons le calculcomplet des constantes à partir de ces éléments. Précisons

toutefois que l'application des formules et en particulier dela formule simplifiée donnant la force ionique ne sontadmises par les auteurs que pour R S inférieur à 500 (ou800) m g / 1 . Les chiffres que nous donnons pour les minéra-lisations plus élevées sont indicatifs, mais l'importance spé-cifique des ions devient alors beaucoup plus grande et uncalcul correct demande la détermination de la force ioniquepar sa formule de définition. O n peut m ê m e considérer quedans de tels cas des déterminations expérimentales (testdu marbre, par exemple) sont très utiles.

VALEURS DES CONSTANTES(d'après les données de L A R S O N et B U S W E L L )

RSmtr/Irag/i

0204080120160200280400600800

100012002000

..

i*+

0,0000,0210,0300,0420,0510,0580,0630,0740,0870,1040,1170,1300,1400,171

0°

2,610,4176,583

6,583562553541532525520509496479466453443412

10°

3,340,5246,476

6,476455446434425418413402389372359346336305

15»

s. SU s"3 >> " 5J ÏS.<3E 2

371

347330

20°

4,050,6076,393

6,393372363351342335330319306289276263253222

Pour RS entre 800 «

25»

4,310,6346,366

6,366345336324315308303292279262249236226195

30»

4,520,6556,345

6,345324315303294287282271258241228215205174

:t 2000 les chiffres

40»

4,850,6866,314

6,314293284272264256251240227210197184174143

sont exti

50»

5,050,7036,297

6,297276267255246239234223210193180167157126

•apolés à

60°

5,080,7066,294

6,294273264252243236231220207190177164154123

70»

5,000,6996,301

6,301280271259250243238227214197184171161130

titre indicatif.

80°

4,840,6856,315

6,315294285273264257252241228211198185175144

TKMPÉRATimid'C

Ki. 10*logiTi.107

,Kx = 7-logX,HF

s

i

Ill?•*.

VALEURS DES CONSTAVTES(d'après les données de LARSON* et Busweu.)

RSmg/1

0204080120160200280400600800

100012002000

— logK's

L *+

0.0000,0430,0610,0850,1020,1160,1270,1490,1750,2080,2350,2590,2790,342

0°

2,360,37310,627

10,627584566542525511500478452419392368348285

10»

3,240,51010,490

10,490447429405388374363341315282255231211148

15»

"3 l>- «!|52

331317306

pour RS e

20»

4,200,62310,377

10,37733431629227526125022820216914211809S035

ntre 800

25»

4,690,67110,329

10,329286268?44227'213202180154121094070050

9,987

et 2000 1

30°

5,130,71010,290

10,29024722920518817416314.1115082055031011

9,948

es chiffre:

40°

6,030,78010,220

10,220177159135118104093071045012

9,985961941878

> sont ext

50»

6,730,82810,172

10,172129111087070056045023

9,997964937913893830

rapóles à

60°

7,200,85710,143

10,143100082058041027016

9,99496t'93Ü908884864801

titre indi

70»

7,510,87610,124

10,124081063039022OOS

9,9979,975949916889865845782

catif.

80°

7,550,87810,122

io;i22079061037020006

9,9959,973947914887S63843780

KMPÊRATURSd'c

og K210«*t«n-.io,jr,io«

>

[S.>

4.i

|1

^ .

IIJ?•*.

V A L E U R S D E S C O N S T A N T E S(d'après les données de LARSON et B O S W E U )

Annexe B 3a (suite)

PK\ =

RSmsr/l" ' 8 / *

0204080

120160200280400600800

100012002000

— logK\

+

0.0000,0810,1140,1530,1810,2020,2200,2510,2880,3310,3640,3920,4130,478

0°

9,500,9788,022

8,0227,941908869841.820802771734691658630609544

10°

7,070,8498,151

8,1518,070

0377,998

970949931900863820787759738673

15» 20°

5,250,7208,280

8,2808,199

166127099078060029

7,992949916888867802

pour RS entrs 6D0

25°

4,550,6588,342

8,3428,261

228189161140122091054Oil

7,978950929864

et :oooi

30°

4,030,6058,395

8,3958,314

281242214193175144107064031003

7,982917

40°

3,060,4868,514

'8,5143,433

400361333312294263226183150122101036

50°

2,370,3758,625

8,6258,544

511472444423405374337294261233212147

es chiffres sont extrapolés i

60°

1,830,2628,738

8,7388,657

624585557536518487450407374346325260

titre ind

1,380,1408,860

8,8608779

746707679658640609572529496468447382

catif.

80»

1,060,0258,975

8,9758,894

861822794773755724687644611583562497

TEMPÉRATURE

d*c

logAYlO*

ÏÎ"

V A L E U R S D E S C O N S T A N T E S(d'après les données de LARSOX et BUSWEIX)

C - logK'z — logK'.-

RSmg/1

0204080

120160

200

280400600SOO

1000120C-200C

L *

u•>»•

1+3,9

0,0000,0380,0530,0680,0790,086

0,093

0,1020,1130,1230,1290,1330,1340,136

0°

10,6278,0222,605

11,800

11,808485878889

89

90919293939394

+-9 ,195

10°

10,4908,1512,339

11,534

11,535759606162

63

64656666676767

15»

*« a *•* *4

g S1 S .3E S

11,414546484950

'•'• 50

51525354545555

20°

10,3778,2802,097

11,292

11,293334363738

38

. 39404142424343

pour RS entre 800

25°

10,3298,3421,987

11,182

11,182223252627

27

28293031313232

30»

10,2908,3951,895

11,090

11,091314161718

18

19202122222223

et 2 0C0 les chiffre

40°

10,2208,5141,706

10,901

10,909495979899

99

11,00010203030304

50»

10,1728,6251,547

10,742

10,747879818283

83

8485868787S888

s sont extrapolés à

60»

10,1438,7381,405

10,600

10,606465676869

69

70717273737374

70°

10,1248,8601,264

10,459

10,465051535454

55

56575859595959

titre indicatif.

80»

10,1228,9751,147

10,342

10,343839414243

43

44454647474848

TEMPÉRATURE .

d ' c i

pKt . !tKa ipKa-pKa |pKs — pK. +9,195 j

'|J>i +!

> n; T

C*'

T.

•£.

\

VALEUR DE LA CONSTANTE

avec u = 22,5 x 10"6 R.S. (en mg /l)

ANNEXE B 3 b

1

R. Sec

en mg /l

O10255075

100150250500750

1000125015001750

2000225025002750

3000325035003750

4000425045004750

5000525055005750

6000

e =1 + 1 , 4 / L T

0,0000,0290,0460,0640,0775

0,0890,1070,1380,1840,220

0,2480,2720,2920,310

0,327

0,342

0,356

0,369

0,3810,3920,4030,412

0,4220,4310,4400,449

0,457

0,465

0,472

0,478

0,485

à 0°

10,62710,59810,58110,56310,550

10,53810,52010,489- ,443- ,407

- 379- 355- 335- 317

300285271258

246235224215

- 205- 196- 187- 178

170162155149

10,142

R.S = 0

0°5°

10°15°20°

25°30°35°40°

45°50°55°60°

65°70°75°80°

10,62710,556- ,490- ,432- ,337

,329290253220

194172155143

133124123122

Calcul de pK.2 en fonction de la

température et de R.S. :

- prendre pK.2 avec R.S. = 0colonne 4

- soustraire e (colonne 2 )

Exemple :

pK2 à 55° avec R.S = 3250

à 55° pK2 = 10,155 (col. 4 )

R.S = 3250, e = 0,392 (col. 2 )

9,763

(T) VALEUR DE LA CONSTANTE pK'

avec u = 22,5 x 10"6 R . S . (en mg /l)

ANNEXE B 3 b (suite)

1

D Cr\. o.

en mg /l

010255075

100150250500750

1000125015001750

2000225025002750

3000325035003750

4000425045004700

5000525055005750

6000

2

4/û~

1+3,9/LT

0,0000,0570,0870,1180,141

0,1550,1890,2320,3000,345

0,3780,4050,4280,447

0,4640,4790,4930,505

0,5160,5260,5360,544

0,5530,5610,5680,575

0,5810,5870,5930,599

0,604

3

Pà 0°c

8,0227,9657,9357,9047,881

7,8677,8337,7907,7227,677

7,6447,6177,5947,575

7,5587,5437,5297,517

7,5067,4967,4937,478

7,4697,4617,4547,447

7,4417,4357,4297,423

7,418

4

savec R.S.=0

0°5°10°15°20°

25°30°35°40°

45°50°55°60°

65°70°75°80°

8,0228,0828,1518,2128,280

8,3428,3958,4528,514

8,5708,6258,6828,738

8,7988,8608,9198,975

i

Calcul de pK en fonction de laS

température et du R. sec

- prendre pK avec R.S = 0

dans la colonne 4

- soutien e (colonne 2 )

Exemple :

pK' à 35° avec R.S. = 2750S

f

à 35° pKc = 8,452 (col. 4 )

R.S = 2750 : e = 0,505 (col. 2 }

7,947

VALEUR DE pHs = pK2 - pKs

ANNEXE B 3 b (suite)

1

R.S

mg /l

010255075

100150250500750

1000125015001750

2000225025002750

300032503500375G

4000425045004750

5000525055005750

6000

pHs à 0° C

2,6052,6332,6462,6592,669

671687699721

2,730

2,7352,7382,7412,742

2,742

2,741

2,740

2,739

2,738

2,737

2,7362,7352,7332,731

2,730

2,728

2,726

2,725

2,724

pHs avec R.S = 0

0°5°

10°15°20°

25°30°35°40°

45°50°55°60°

65°70°75°80°

2,605

2,474

2,339

2,220

2,097

1,9871,8951,8011,696

1,6241,5471,4731,405

1,3321,2641,2021,147

NOTA

1) colonne 2 : pHs ff(R.S) à 0°C =différence entre pK2 et pK* à 0° (col. 3tables A et B '" S

2) colonne 3 : pHs f,(T°) avec R.S = 0 =différence entre pK2 et pK pour R.S = 0(voir col. 4 - tables A Set B

p l

3] Pour le calcul de pHs = pK2 - pK à dif-férents R.S et température, voir le calculde pK2 et pK - tables A et B

TABLEAU DES pK

ANNEXE B 3 c

Constante das couplet acida-base usuels dans Peau a 25*.

N o m da l'acide

Ion hydroniumAcide pyrophosphoriquaAcida oxalique

— dichloracétique— phosphoreux— hypophosphoreux— sulfureux

Ion sulfate acide— pyrophosphoriqueAcide orthophosphorique

— arsénique— monochloracétique— fluorhydrique— nitreux— formique— cyaniqus

Ion oxaliqueAcide benzoiqueIon aniliníumAcide azothydrique

— acétiqueIon aluminium— hexamethylenetétramine— pyridinium— bisulfureuxlor îyJ.or/ljT'reAcide carboniqueIon pyrophosphorique— phosphoreux— arsénique— bichromiquê

Acide sulfhydriqueIon phosphoriqueAcide hypochloreuxIon pyrophosphoriqueAcide cyanhydriqueIon arséniqueAcide arséniauxIon ammoniumAcide boriqueIon bicarboniqueIon phosphoriqueAcide hypoiodeuxIon calcium— sulfhydriqueEauIon oxhydryle

Formulede l'acide

H , O +H 4 P a 0 7

Clj¿Ht5o2HH,0P 3 -H,POaHaSO,HSO4-HaPjO,-H3PO4H,AsO«C(CH2C0,HHFHNOaH C O . HH C N OH C , 0 4 -C.H.COjH

§S£Ï(CH2)tN4H+

HSOj-N H , O H +COÍaq.__

HJPO,1

H J A S O * -HCrO, 5

H2S

H CIOHP2O7—™HCNHA^O*"""HAsOaNH«+H B Ô ,HCOÏ"H P O 4 - -HIOC B " * " * " MHS-H,0H D -

Formuladatabase

HjOHiP,OT -HCap,-ClaCHaCOa"H , P O ,H.POa"HIO,-SO4—

CiCHaCOj-F-NO3-HCOa"C N O -CaO«—C,H,COa-C . H . N H ,

CHjCOa"AIOH++aq.(CH])«N4C R H B N

N H ' J O HH C O J -HPaO,HPOj~HASÖ4—CrO4~HS-HPO4—CIO"

&?- '—AsO«AsOa"NH,

co»—PO«10-CaOH*S ~HO-0—

pK

— 1,740.851.21.3

1.6 a 1.81.71.81,92.02,22.32.93.23.43.73.84.14.24,64,74.84.94.96.157.16.06.46.7

6.2 è 6.64.4 t 7.1

6.47.17,27,38.69.1

9.2 è 12.09.29.29.3

10.211.9 »12.611 .0 *12 .2

12.614.916,7

~24.0

ABAQUE pour le calcul du pH de saturation : pHs

Exemple avec une eau dont : T° = 24°C i Résidu sec = 1550 mg/1Ca++ = 120 mg/1 j C03H" = 250 mg/1 j C03= = 15 mg/1

1] Sur l'abaque@on évalue la position de la courbe T° = 24°C 1 à son inter-section 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 Y2 - 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

IO 20 50 100 200 500 1000 2000

résidu sec (en mg/1)

-2,8

5000 50 100 500 1000

Co++ ou CO-H" (en mg/1)

ANNEXE B 5

ÉCHELLE DE NERNSTDES POTENTIELS N O R M A U X D'ÉQUILIBREPAR RAPPORT 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

PotassiumCalciumSodiumMagnésiumBtryltiumAluminiumManganee«ZincChromaGalliumFarCadmiumIndiumThalliumCobaltNickelEtainPlombHydrogène

CutvteCuivreMercureArgentPalladiumMercurePlatineOrOr

Reactions i l'électrode

K - K+ + e-Ca - Ce++ + 2e-N« - Na+ + e-Mg - Mg++ + 2e-Be - Be++ + 2e-Al - At*** + 3e-Mn - Mn++ + 2e~2n - Zn++ + 2e~Cr -Cr+++ + 3e-Ga - Ga+++ + 3a"Fe - Fe++ + 2e-Cd - Cd+* + 2e-In - tn+*+ + 3e-

71 - TI+ + e~Co - Co++ + 2e-Ni - NI++ + 2e-Sn - Sn++ + 2e-Pb - P b + + + 2e-H , - 2H+ + 2e-

Cu - Cu++ + 2e-Cu - Cu+ 4- e-Hg - Hg+ + e"Ag - Ag+ + e"Pd - Pd++ + 2e-Hg - Hg++ + 2e"Pt - Pt++ + 2e-Au - Au++* + 3e-Au - Au* + e"

Potemiel d'équilibre(volts)

- 2.922— 2.87- 2.712- 2 . 3 4— 1.70- 1.67- 1.05- 0.762— 0.71- 0 . 5 2— 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

Extrait du Mémento techniquede l'eau, Dégrémont

CorrodedEnd

(Anode)

1ce

oceoc

1LUCCOLUQ

ProtectedEnd

(Cathode)

TABLE 404*Electromotive Series of Metals and Alloys

MagnesiumMagnesium / .HoysZincAluminum 25CadmiumAluminum 17STSteel or tronCast IronChromium-Iron (Active)Ni-Resist18-8 Chromium-Nickel-Iron (Active)18-8-3 Chromium-Nickel-Molybdenum-lron (Active)Led-Tin SoldersLeadT i n • •

Nickel (Active)Inconel (Active)BrassesCopperBronzesCopper-Nickel AlloysMortelSilver SolderNickel (Passive)Inconel (Passive)Chromium Iron (Passive)18-8 Chromium-Nicket-lron (Passive)18-8-3 Chromium-Nickel-Molybdenum-lron (Passive)SilverGoldf Idt.num

(After the International Nickel C o . , Inc.)

Extrait de"Water Well Technology"qui reprend ce documentdans"Ground Waterand Wells",Johnson U O P , 1966

Potentiels d'oxydo-réduction

ANNEXE B 5 (suite)

Réaction a l'électrode Couple rédox e« (volts)

Csv+ e-Li+ + e-K«- + «-Ca*+ + 2 e-Na+ + e-Al O . - + 2 H t O + 3 e~Mg«+ + 2 e-Al*+ + 3e-Mn«* + 2 e-Zn»+ + 2 e"Cr*+ + 3 e~S + 2c_Fe«+ + 2 e~Ni»+ + 2 e-Sn'+ + 2 «-Pb*+ + 2 e-

Cs+/CsLÍ+/UK + / KCa*+/CaN a + / N aAl O . - / A 1M g s + / M gA1»+/A1/Mn«+/MnZn*+/ZnCr*+/Crs/s«-Fe*+/FeNi*+/N/Pb«+/Pb

- 3,02- 3 , 0 2- 2 , 9 2- 2 , 8 7- 2 , 7 1- 2,35- 2 , 3 4- 1 , 6 7- 1 , 1 8- 0 , 7 6- 0 , 7 4- 0 , 5 1- 0 , 4 4- 0 . 2 5- 0 , 1 4- 0,13

2 H+ + 2 H+/H, 0,00

Sn + 2 r2Cu«+H-2e-Cu»+ + 2e~Fe (CN)Î- + e~2 Cu*+ 2 «-I, + 2 *-O , + 2H+ + 2 e~F» + e

+ 2 c-g+

Hg«+ + 2e~Br, + 2«-210,"+ 12H++10*-Oj + 4 H+ + 4 «-M n O , + 4H+ + 2 e-CO?

M n O . -Ce «+

Sn«+/Sn»+Cu«+/Cu+C u t + / C uFc (CN)J-/Fe (CN)J-Cu+/Cuy

,?+ +Cl, + 2 e-M O + 8H+H- 5«-

+ e-

g2Br-I, + 6 H»O2 H 0Mn«+ + 2 H . 02 Cr" + 7 H , 02CI-Mn*+ + 4 H ,0C>+

Fe»+/Fe*+H g ? + / H gA g + / A gH g » + / H gBr^Br

4 +I IJOJ + 2 H+ + 2 e~SSO2- + 2 Î-O , + 2 H+ + 2 e-F, + 2 «-

; Mn O , + 2HjO2 HjO2SOÎ~O , H- H 2 O2F-

M n O , / M n s +Cr,Of-/Cr s+C1./CI-M n O . - / M n « +Ce*+/Cc'+M n O 4 - / M n O ,H , 0 , / H . , 0s"o2/sö]s so2/o,/o,FJF

+++++++++++++++-1-++++++++

0,150,150,340,360,520.540,680,770,790,800,921.061,191,211,231,331,361.511,611,691,772,012,072,87

Extrait de M . TREUILBulletin B R G M , section III, n° 4 , 1970

Taux do corro&ion

310-1

100

ANNEXE B 6

ce/102

• 12 16 20 2«

Fig. B6 - Corrosion en fonction de la teneur en oxygène

ANNEXE B 7

0.2

Ttux d*

corrosion

1

ltg*g»m»nl d ' H *

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

P-a-s-s-i-v-i-t-«

-0,826

- 1 , *Ú 2 4 6 8 10 12 14 pH

-1,2

0,4

0 / 2 4 6 8 10 12 14

fer dans le béton

DIAGRAMME DE POURBAIXd'après le Mémento technique de l'eau, Dégrémont

ANNEXE B 9Eh

2,099 3,39 4,059

- 0 , 5 - -

- I

D 2 D

+ 0,4

I i i ' ' i l lJ l

•pH

•-0,557

12 13 M pH

Diagramme Eh - pH simplifié du fer à 25°C et une pression totale de 1 atmosphère. Lesseules espèces considérées étant les hydroxydes, le fer métal et les ions simples Fe + +

et Fe + + + (d'après M . TREUIL)

ANNEXE B 10

12 K pH

Diagramme Eh - pH du fer à 25° C et une pression totalede 1 atmosphère tenant compte de la stabilité de quelquesions 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 dansles puits d'eau ne s'acquièrent pas toujours en lisant des livres et en suivantdes cours. On peut apprendre beaucoup en observant ce qui se passe dans la natu-re, spécialement ce qui se répète souvent. Cet article est basé principalement surde nombreuses observations du Département d'ingénierie appliquée de la DivisionJOHNSON de la Compagnie U.O.P., St Paul, Minnesota, concernant les problèmes decorrosion et d'incrustation de puits qui sont survenus depuis que JOHNSON a com-mencé 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 sur-face. Ce déplacement peut provoquer des défaillances dans les puits d'eau de troismanières :

agrandissement des ouvertures de crépines provoquant des venues de sable etdes ennuis de pompage ;

diminution de la résistance mécanique entraînant des éboulements ou la des-truction des tubages ou crépines ;

dépôt des produits de corrosion provoquant l'obstruction des fentes de cré-pine entraînant une diminution du débit.

Nous avons observé deux processus par lesquels ces trois types de défautspeuvent apparaître. Ces processus sont d'origine chimique et électrochimique.

CORROSION CHIMIQUE

La corrosion chimique apparaît lorsqu'un élément simple ou composé est pré-sent 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 corro-sion chimique ont une minéralisation élevée. Voici des sites sur lesquels les eauxont provoqué une défaillance rapide des crépines de puits par corrosion chimique :

- La ville de GLEASON (Tennessee) : Des crépines en Everdur (bronze avec siliceet manganèse) ont duré environ 3 ans en moyenne. Inversement, des crépines fabri-quées entièrement en acier inoxydable de type 304 n'ont jamais failli. Les plus an-ciennes crépines tout-inox furent installées en 1957. Les crépines en alliage decuivre ont lâché, mais pas celles en inox, par suite de la teneur importante del'eau en CO2 et du haut index de stabilité de Ryznar qui en découle. L'index destabilité de Ryznar est un moyen de traduire par un seul nombre quelques consti-tuants-clés d'une analyse d'eau. Plus ce nombre est grand, plus le potentiel d'in-crustation ou de corrosion est élèvé^ La corrosion est généralement due au C02 etl'incrustation au CO3Ca. Nous avons noté que si la valeur de l'index est au-dessusde 9, l'eau est très corrosive. Si elle est entre 7 et 9 elle n'est ni trop corro-sive, ni trop incrustante. Si l'index est inférieur à 7, l'eau est nettement in-crustante. Une analyse chimique typique de l'eau d'un puits de Gleason est donnéedans le tableau 1 ci-après.

En réalité l'eau est stable lorsque l'index de RYZNAR est de 6,65 ; pour des va-leurs plus grandes la corrosité croit de plus en plus tandis que l'incrustationaugmente pour les valeurs inférieures à 6,65.

- 2 -

TABLEAU

SiliceFerCalciumMagnésiumNaKBicarbonateSulfate

1 -

171,27,03,1171,7229,7

ANALYSE CHIMIQUE TYPIQUE DE L1

DE GLEASON (TENNESSEE)

ppmppmppmppmppmppmppmppm

ChloruresNitratesRésidu secpHTempératureIndex de Ryznar

EAU

197

10361613

DE

,2

,1

PUITS

ppmppmppm

0 C

Un échantillon de crépine en Everdur de cette ville montre un départ de mé-tal relativement uniforme sur toutes les parties de la crépine.

- CENTRAL (New Jersey) : Des crépines en Everdur retirées de puits contenant del'hydrogène sulfuré montraient une attaque importante du cuivre-métal; De tellescrépines durent environ 20 ans. Des crépines en inox ont été utilisées depuis dansla région et aucune n'a failli et aucun indice de remontée de sable n'a été signa-lé. L'observation montre que les crépines en acier inox dureront plus longtempsdans les eaux renfermant H2S que celles fabriquées en Everdur.

- RAFFINERIE DE PETROLE dans le sud de la Louisiane : Sur un puits d'un dépôtd'eaux usées recevant de l'acide chlorhydrique, une crépine fabriquée en HastelloyB se détériora complètement en un an et demi. On supposait que cet alliage coûteuxrésistait à l'acide chlorhydrique, mais sous certaines conditions, ce n'est certai-nement pas le cas. Sur ce site, on aurait dû probablement employer de 1'HastelloyC-276.

- LONG ISLAND (New York) : De l'acide sulfurique fut introduit dans un puits équi-pé d'une crépine en acier inox 304. En quelques semaines une bonne partie de la cré-pine était dissoute. Des crépines en Carpenter 20 auraient été beaucoup plus adap-tées.

- LA MAISON BLANCHE (Washington P.C.) : En 1962 on installa trois crépines de typeMonel pour un système d'air conditionné. En décembre 1964 les crépines lâchaient parsuite de la corrosion et on les remplaçait par des crépines en inox 304. Celles-ciqui coûtent une fois et demie autant que les crépines en Monel, fonctionnent encore.La qualité de l'eau est figurée au tableau 2.

SiliceFerCalciumMagnésiumSodiumPotassiumBicarbonateSulfate

TABLEAU

201,3017323,

4070

2

7

3

- QUALITE DE

ppmppmppmppmppmppmppmppm

L'EAU - WASHINGTON

NitrateConductivitéC0 2Index de Ryznar

D.C.

324623811,3

ppmmicromhosppm

- 3 -

Ces exemples montrent que les crépines en Monel aussi bien que celles enEverdur 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 lâ-ché l'année dernière. Ici les eaux ont un index de Ryznar élevé et la durée deservice était inférieure à 12 ans. Toutes celles qui ont lâché furent remplacéespar un métal valable, tel que l'inox 304.

- COLOMBIE BRITANNIQUE (Canada) : Un grand nombre de pointes filtrantes en inox304 ont duré 4 ans en infiltration d'eau de mer contenant 120 ppm d'H2S. Ellesfurent remplacées en 1964 par des pointes fabriquées entièrement en acier inoxtype 316 ELC (extra low carbon). Ces pointes fonctionnent encore et aucun problè-me de corrosion n'a été relaté. Lorsque la teneur en H2S est très élevée et quel'eau de mer doit être captée, même l'inox 304 ne tiendra pas assez longtemps etl'on doit employer une qualité supérieure d'acier inox.

Dans chacun de ces cas il n'y avait pas de produits de corrosion. Les ma-tériaux attaqués étaient dissous dans l'eau et évacués. La solution de ces pro-blèmes de corrosion consiste à utiliser d'autres matériaux plus résistants à lacorrosion de ces éléments chimiques.

Pour aider notre personnel à choisir le métal approprié pour une eau cor-rosive 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 crépineFourchette ou limite supérieure

de IR pour ce matériau

acier peu carbonéfer ARMCOcuivre rouge siliceuxbronze Everdursuper nickelMonel 400acier inox type 304acier inox type 304 ELCacier inox type 316acier inox type 316 ELC

entreentreentreinférieurinférieurinférieurinférieurinférieurinférieurinférieur

ààààààà

7,06,56,09,09,09,512,015,015,018

et 8et 8et 8

,0,0,5

* Extra Low Carbon

- 4 -

TABLEAU 4 - ECHELLE GALVANIQUE

plus corrodable

mieux protégé

magnésiumalliages de Mgzincaluminium 25cadmiumaluminium 17 STacier, fer, fonteferro-chrome (activé)nickelacier inox 18-8 (activé)plomb, étain, soudure plomb-étainnickel, inconel (activé)laiton, cuivrebronze, Monelsoudure d'argentnickel, inconel (passive)acier inox 18-8 (passive)argentor, platineferro-chrome (passive)

CORROSION ELECTROCHIMIQUE

Un second type, la corrosion électrochimique, implique habituellement uneeau très minéralisée constituant une solution électrolytique favorable au passagedu courant électrique. Lorsque deux métaux différents sont présents dans ce typed'eau, il y a déplacement de métal à partir du métal le plus facilement déplaça-ble (le plus élevé dans l'échelle galvanique, tableau 4 ) . Cependant, le même métalpeut 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'a-cier 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, etles 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 etle métal est déplacé à partir de l'anode.

La partie supérieure du tableau 4 comprend ces métaux qui ont un potentielnégatif. L'un des plus bas est l'aluminium avec - 1,67 tandis que l'un des plushaut 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 pro-duits 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) carils se j résentent normalement en hydroxyde ferreux ou ferrique.

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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 estdonné 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 dedébit, puis finalement par un éboulement. L'emploi d'un bon métal, dans ce cas del'acier inox 304, aurait été la bonne solution. En 1962 des crépines entièrementen inox 304 ont été mises en place, et un compte rendu fait l'année dernière indi-que que tous les puits fonctionnent encore correctement. Cependant les puits n'ontpas été utilisés en permanence depuis 1966, mais sont exploités par périodes men-suelles de pompages et d'arrêts. Considérant le temps réel d'utilisation, il estdémontré à l'évidence que l'inox 304 a résolu ce problème.

Plusieurs puits du Bureau of Reclamation, situés dans les alluvions de laGila, près de We 11ton, Arizona, fournissent des exemples de l'usage de deux maté-riaux différents dans une eau très conductrice. Le tableau 5 montre l'analyse del'eau.

TABLEAU

PHTACChloruresMagnésiumRésidu sec

6

12

5 -

7,267400209400

ANALYSEPRES DE

3ppmppmppmppm

D'EAU DES PUITS DU BUREAUWELLTON (ARIZONA)

SulfatesCalciumIndex de Ryznar

0F

3134217

RECLAMATION

ppmppm

,7

Dans cette eau, des crépines du type Houston, constituées par un fil enacier inox enroulé sur un tube support en acier doux furent obstruées en troismois. La corrosion d'origine électrochimique entraîna une obstruction par de volu-mineux produits de corrosion. Pour résoudre le problème on utilisa un matériau ré-sistant à la corrosion, même dans une bonne electrolyte.

Un curieux exemple concerne plusieurs puits équipés de tuyaux perforés enacier, dans le district de Gaja, Pakistan occidental. Ces puits furent réalisés etlaissés au repos pendant deux ans. Puis il furent mis en exploitation, et à la stu-péfaction générale, on constata une forte diminution du rendement. Les tubages ettuyaux perforés remontés du puits montrèrent que des cristaux de calcite avaientbouché les fentes et le tuyau d'acier. Du fer apparaissait en litages dans les in-crustations de carbonate de calcium. Logiquement on peut penser que la corrosionest apparue et a déclenché les incrustations par le carbonate de calcium. Le pHplus 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 ca-thode. Ce problème fut résolu par l'emploi de tubages en fibres de verre et decrépines en acier inox.

QUELQUES CONSEILS PRATIQUES

Si l'acier doux doit subir une corrosion chimique dans un milieu donné, lacorrosion sera beaucoup plus rapide dans ce milieu s'il est relié à un métal moinscorrodable que lui (situé plus bas dans l'échelle galvanique du tableau 4 ) . A une

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distance supérieure à trois fois le diamètre du tube la corrosion sera très réduite,Ceci explique pourquoi des agencements (isolants) doivent toujours être placés auxdeux extrémités des crépines en inox. A défaut, la corrosion se concentre sur unesurface relativement réduite de l'acier doux connecté avec l'acier inox.

L'acier doux dans une bonne electrolyte se corrodera plus vite que deux ma-tériaux différents. Bien que les deux métaux différents puissent être plus éloignésl'un de l'autre dans l'échelle galvanique et présenter ainsi une plus grande diffé-rence de potentiel, ils peuvent être plus résistants à la corrosion chimique, c'està dire avoir une plus grande résistance d'ensemble à la corrosion.

- Les zones soumises à une tension auront une plus grande probabilité d'êtrecorrodées que celles qui ne le sont pas.

L'élévation de la température accroît le taux de corrosion, soit un double-ment 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 trac-tion, se corroderont plus vite que les matériaux moins durs à faible résistance àla traction, ou que les matériaux recuits.

Généralement la corrosion chimique entraîne une perte de métal, le métalétant complètement dissous et évacué. Les eaux chimiquement corrosives sont généralement celles qui ont un pH faible (acide) et un faible résidu sec. Les défaillan-ces sont mises en évidence par la venue du sable.

- Généralement, la corrosion électrochimique cause des pertes de métal enquelques secteurs des tubages et crépines. Puis le dépôt des produits de corrosionapparaît sur d'autres secteurs. De telles eaux sont celles qui ont un pH élevé (alcalin habituellement supérieur à 7) et un résidu sec élevé (habituellement 1 000ppra). La défaillance apparaît habituellement par réduction du débit due à l'obs-truction des ouvertures de crépines par les dépôts de corrosion et/ou destructionconsécutive 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 deseaux souterraines (Carlson and Graeff 1955). Elle est attibuée à la diminution depression au puits dans un aquifère. La réduction de pression fait que certains selsdissous considérés comme instables seront beaucoup moins solubles. Le minéral clas-sique 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 hydro-xydes ferreux, ferriques et manganiques, le carbonate de magnésium aussi, jusqu'àun 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 soite métal ou le matériau de la colonne de captage ... et quelles que soient les ru-

naurs que vous ayez pu entendre. On entend souvent dire :

On pourrait traduire également : plus trempés, plus aciérés. Il est connu qu'à l'airlibre un fer doux, parfaitement décarboné, s'oxydera beaucoup moins qu'un acier,qui renferme du carbone1 "avide" d'oxygène.

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"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 devenusun véritable problème en Allemagne.

- Le renommé Dr Nazir Ahmad indique que les tubes en fibres de verre lanterrnés, installés au Pakistan occidental depuis 7 ans, sont incrustés. Tubes et élé-ments lanternes étaient pourtant en fibres de verre.

- Dans les archives de Johnson Division des notes font état d'incrustationsdans des puits avec tubes et crépines en béton, par exemple dans la région d'AltonEast St Louis, Illinois.

Pour expliquer pourquoi quelques crépines en plastique n'étaient pas bou-chées tandis que celles en métal l'étaient, on peut supposer habituellement queles crépines métalliques étaient en acier doux ou autre matériau facilement corro-dable et que le 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 effectuantau mieux la conception, la réalisation et le développement ; et en réduisant le dé-bit 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. Parexemple utiliser des packers ou des joints isolants s'il est impossible de mainte-nir le niveau dynamique à distance suffisante du sommet des crépines.

Les deux acides que nous utilisons pour détruire les incrustation sont l'a-cide sulfamique et chlorhydrique. La résistance des matériaux au traitement de l'a-cide chlorhydrique est donnée au tableau 6, par résistance décroissante de haut enbas .

Le carbonate de calcium est facilement dissous par les deux acides. Il en-tre en effervescence à l'attaque de ces acides. D'autre part ces acides attaquentles incrustations de fer plutôt lentement, spécialement l'acide sulfamique, à moinsqu'il ne contienne un accélérateur.

Généralement plus de 90 "L des problèmes d'incrustations minérales sont duesau carbonate de calcium ou aux hydroxydes ferreux ou ferriques. Les incrustationsdues au manganèse, au carbonate de magnésium et au sulfate de calcium sont rares.De nombreuses références dans la littérature conduiraient à croire que le sulfatede calcium crée des problèmes dans les puits. En fait le sulfate de calcium est so-luble 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 cal-cium. A miaute température (au-dessus de 140° F = 60° C) le sulfate de calciummoins soluble va précipiter. C'est pourquoi on rencontre de tels problèmes dansles bouilleurs. La seule fois où nous ayons observé des dépôts de sulfate de cal-

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cium, c'était dans des exploitations de lithium dans l'Ouest du Nevada. Ici, lesulfate de calcium était en solution sursaturée (7 500 ppm) et nous pensonsqu'un changement de vitesse ou un léger changement de température à l'intérieurdu puits près de la surface, par comparaison avec celle des couches de terrainaurait déclenché le dépôt des sels. Les dépôts étaient prédominants sur la co-lonne de refoulement de la pompe.

1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -

TABLEAU (

La plupartAcier inox

) - RESISTANCE DES MATERIAUX AUX TRAITEMENTS A ClH(en ordre décroissant)

des plastiques et fibre de verre316 et 304

Bronze mangano-siliceux (Everdur)Laiton rouge siliceux (laiton rouge ?)Fer ARMCOAcier douxBéton

LES PROBLEMES DE BACTERIES

On sait que les colmatages d'origine bactérienne sont dus à divers ger-mes de bactéries du fer, notamment les genres Gallionella, Crenothrix et Lepto-thrix. Ces organismes sont capables d'oxyder le fer et le manganèse dissous etde les faire précipiter. La précipitation du fer et la croissance rapide desbactéries crée un amas volumineux qui bouche rapidement les pores des matériauxpériphériques du puits ainsi que les crépines. Les réductions de rendement sontfrappantes. La figure 1 qui provient d'excellentes observations et enregistre-ments conservés par James B. Schultes, de la Compagnie Schultes, Woodbury, NewJersey, montre ce que peut être le colmatage par les bactéries du fer et aussila 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 aé-robies ,

- 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 ouplus de fer. Cette teneur est apparemment nécessaire pour maintenir la crois-sance des bactéries ; et

dans les eaux à faible résidu sec, soit moins de 1 000 ppm (1 g/1).

- 9 -

19« -

1963

1965

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Figure 1 - 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 ferque 15 ans plus tôt, et nous pensons que les spores des bactéries peuvent êtretransportées 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 pourune petite réparation. Immédiatement après les problèmes de bactéries du feront débuté dans le puits.

SOLUTION DES PROBLEMES DE BACTERIES DU FER

Les problèmes de bactéries du fer ne peuvent être résolus d'une façondéfinitive — en tout cas nous n'en connaissons pas d'exemple. Cependant lacroissance des bactéries peut être arrêtée et quelquefois contrôlée par l'emploide chlore. Des recherches au Canada (Grainage and Lund, 1969) indiquent que lesbactéries peuvent être tuées par une solution à 300 ppm de chlore après un con-tact de 18 heures. Plusieurs foreurs et ingénieurs ont utilisé un traitement àl'acide chlorhydrique, d'abord pour dissoudre le précipité de fer enveloppantles 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 Jer-sey. Au début on a cru que l'acide acétique était approprié au contrôle des bacté-ries du fer, mais les résultats obtenus ne sont pas exactement un succès. Néan-moins 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 unecouronne de petits sondages situés à 3 m autour du puits exploité. D'après nos in-formations ce n'est pas le plein succès ! Cependant l'emploi d'Aquadene (fabriquépar S tiles-Kern Cojrpora&an Waukegan, Illinois) pour maintenir le fer en solution àune certaine cote dans les régions de Nouvelle Angleterre. Une entreprise de fora-ges très expérimentée en la matière est la Compagnie R.E. Chapman, Oakdale, Massa-chussetts.

L1 Aquadene est censé fixer le fer de telle sorte qu'il ne précipité pasquelle que soit l'élévation de température ou la chloration. Dans le Sud certainsutilisateurs d'Aquadene rapportent que le fer précipite pourtant lorsque l'eau estportée à ebullition. Le succès d'Aquadene, en Nouvelle Angleterre, provient de ceque 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 crépinesen cuivre en raison de la toxicité de celui-ci. Le cuivre est un poison et il estévident que sur un puits domestique exploité moins de 10 % du temps, il y a suffi-samment de temps pour que la crépine en cuivre tue ou stoppe la croissance des bac-téries 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 inoxont été colmatées plus vite que des crépines en Everdur bien que le pourcentage devide fût plus important sur les premières. Les eaux renferment du fer et bien qu'onn'ait pas recherché les bactéries du fer sur toutes les eaux, celles qui ont ététestées ont révélé qu'il y en avait.

- A East St Louis, endroit réputé pour les bactéries du fer, des crépines enEverdur sur des puits d'industries ont montré une moindre résistance au colmatageque 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 lespuits profonds, en zones arides, dans les eaux riches en sulfates.

Les bactéries sulfato-réductrices sont des organismes anaérobies qui rédui-sent le sulfate en sulfure. Le sulfure se combine avec lhydrogène de l'eau pourdonner 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 sontdans l'industrie du pétrole. On les trouve dans des eaux très différentes de cellesqui contiennent des bactéries du fer aussi ne faut-il pas s'attendre à les trouvertoutes deux dans les mêmes eaux. Dans ce pays il faut s'attendre à trouver des bac-téries sulfato-réductrices dans l'ouest du Texas, dans le Nouveau Mexique, l'Arizo-na et le sud de la Californie.

Tous les détails exposés ci-dessus sont basés sur de vraies expériencesdes problèmes de terrain au cours des 40 dernières années.

- 11 -

Cet article a été publié à l'origine dans GROUND WATER, Volume 10, n° 2et il est publié ici avec la permission de l'auteur.

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

Carlson and Graeff, 1955. Geology and Economie Resources of the Ohio River Valleyin West Virginia. West Virginia Geological and Economie Survey, Morgantown, WestVirginia. 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 CarbonateScale Formed by a Water". Journal of American Water Works Association, April.

Ahmad Nazir, 1969. Tubewells Construction and Maintenance. Scientific ResearchStores, 4 Abkari Road. Lahore,- West Pakistan, 236 pp.

Water Well Journal, March 1973.

ANNEXE D

U N NOUVEL INDEX POUR DETERMINER LA QUANTITE D UDEPOT DE CO 3 Ca FORME PAR UNE EAU

par John W . RYZNAR

- 1 -

JOURNAL N° 36 DE L1AMERICAN WATER WORKS ASSOCIATION

USA - avril 1944

UN NOUVEL INDEX POUR DETERMINER LA QUANTITE DU DEPOT DE CO3Ca 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 quan-titatif 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 inhi-biteurs du type polyphosphates ou phosphates à molécule anhydre étaient présents.

L'entartrage dans les canalisations de distribution et dans des appareilsdomestiques de production d'eau chaude est bien connu. Les difficultés avec des dé-pôts de CO3Ca sont également un fait d'expérience dans divers types d'appareils derefroidissement, parmi lesquels les condenseurs de centrales, les échangeurs et con-denseurs de raffineries, les condenseurs d'amoniac, les appareils de conditionnementd'air, les circuits de refroidissement de moteurs, etc.. Ceux-ci parmi beaucoupd'autres problèmes de dépôts indésirables, montraient la nécessité d'une formulequantitative valable pour prédire le comportement d'une eau et recommander le trai-tement correctif nécessaire.

Les phosphates anhydres ont été étudiés à ce propos en raison de leur capa-cité à stabiliser une eau normalement incrustante, jusqu'à un certain point, et dela 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 différentséquilibres de solubilité du CO3Ca.

Les facteurs affectant les équilibres de solubilité de C03Ca ont été étudiéspar de nombreux chercheurs. LARSON et BUSWELL (1) dans leur note sur "l'index desaturation du carbonate de calcium et les interprétations de l'alcalinité" donnentune 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 tech-niciens de l'eau en formulant une expression générale à partir des différents fac-teurs facilement analysables dans une eau qui affectent la solution ou la précipi-tation de CO3Ca.

Sous une forme simplifiée et pour des eaux à pH compris entre 6,5 et 9,5voici la formule de LANGELIER pour le pH auquel une eau est en équilibre avec lecarbonate de calcium :

pHs = (pK'2 - pK's) + pCa + pAlk

K'2 et K's sont les constantes apparentes calculées à partir des constantesthermodynamiques réelles K2 et Ks dont les valeurs ont été déterminées. K2 est laseconde constante de dissociation pour l'acide carbonique, et Ks est le produitd'activité du C03Ca. Le terme (K'2 - K's) varie avec la force ionique, les selsdissous 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'al-calinité totale de l'eau au méthyl orange en termes d'équivalents par litre.

LARSON et BUSWELL (1) utilisant des données plus récentes pour évaluer lesconstantes et leurs variations avec la température et le résidu sec expriment com-me suit la formule du pH de saturation du C03Ca :

pHs = log |f - log (C3++) - log (Alk) + 9,30 + 2 ? 51?1?1 + 5.3VT+ 5,5

Dans cette équation (Ca ) et (Alk) sont exprimées en ppm, respectivementen Ca et CO3Ca.

La différence algébrique entre le pH réel de l'échantillon d'eau et sonpHs calculé exprime le degré de saturation du C03Ca et s'appelle l'index de satu-ration ou :

Index de saturation = pH réel - pHs

Une valeur positive de l'index de saturation indique une tendance au dépôtC03Ca et une valeur négative une tendance à la dissolution de C03Ca.

L'index de saturation est toutefois uniquement qualitatif et comme LANGELIERl'a souligné, "l'index de saturation est une indication donnant une forte tendanceessentiellement qualitative mais pas un moyen de mesurer une quantité.

L'application de cette information est aujourd'hui importante pour protégercontre la corrosion des canalisations des distributions d'eau publiques. Sous cetangle elle a été bénéfique pour les chimistes de l'eau pour déterminer si, eu égardau C03Ca, les eaux se situent "du côté" incrustant ou corrosif. L'index de satura-tion ne permet toutefois pas toujours de faire des prévisions, parce que certaineseaux à index positif peuvent être parfaitement corrosives. Ce point a été observéet relaté par HOOVER (3).'

Ceci est dû au fait que l'index de LANGELIER n'indique pas combien de C03Casera déposé ; ou bien l'état de sursaturation existant suffit à produire un préci-pité ; ou bien il est assez élevé pour donner une pellicule protectrice. Ceci appa-raît plus clairement à l'examen de deux eaux aux caractéristiques suivantes :

- Eau- Eau

a) - Tc

b) - T<

> • m 75»> = 750 c

C; PHS; pHs

- 6- 10

; pH

; PHréelréel

- 6,« 10,

55

; index; index

dede

saturationsaturation

= +0,» +0,

55

A partir de l'index de saturation IS on pourrait prédire que les deux eauxsont 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'eaudoivent être élevés, tandis qu'un pHs de 10,0 indique que Ca et TAC sont bas. Doncen réalité, dans ces conditions, le pHs est plus évocateur des caractéristiques del'eau que 1'IS. Un IS de + 0,5 dans le cas des eaux ci-dessus ne dit rien de cettedifférence.

Dans le but d'éliminer la possibilité de mal interpréter un IS positif com-me 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 sta-bilité, pir commodité, et aussi pour la distinguer de l'index de saturation, ¡"et in-dex de stabilité n'est pas seulement un index de saturation de C03Ca, mais il a aus-si 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 corrosionpotentielles.

Des données expérimentales ont été comparées avec cette expression de tellesorte qu'une valeur semi-quantitativè puisse être déduite quant à la quantité deC03Ca qui se formera et une estimation qualitative est possible en ce qui concernele risque de corrosion sérieuse.

A partir des eaux a) et b) ci-dessus on peut obtenir les valeurs suivan-tes d'index de stablité IR (*) :

- Eau a) - IS = + 0,5 ; IR = + 5,5- Eau b) - IS = + 0,5 ; IR = + 9,5

Contrairement aux IS pour ces deux eaux, les IR sont très différents. Les IRsont positifs pour toutes les eaux. Les résultats d'expériences obtenus sur diverseseaux indiquent que le comportement d'eaux naturelles et traitées aynt un IR de 5,5seront semblables et donneront une quantité appréciable de tartre.

D'autre part, les eaux ayant un IR de 9,5 formeront une quantité limitée detartre 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 insta-ble. En présence d'une faible quantité de ces phosphates, une eau qui formeraitnormalement un gros dépôt de CO3Ca reste stable pendant un temps assez long. Le mé-canisme de cette action a été étudié par BUEHRER et REITEMEIR (4).

Des phénomènes semblables d'absorption de substances variées sur des facescristallines avec sursaturation consécutive ont été également étudiés et décritspar MARC et WENT (5) et SAYLOR (6).

- EXPERIENCES

Dans la détermination du pHs ou pH de saturation d'une eau les constanteset les corrections en fonction de la salinité et de la température données parLARSON et BUSWELL (1) ont été utilisées. Bien que la différence dans la réponsefinale entre les valeurs de LANGELIER et celles-ci soient petites, on sent que leschiffres de LARSON et BUSWELL sont basés sur des données plus récentes et mieuxcorrigées ; elles seront donc utilisées attendu qu'aucun auteur n'a basé ses cor-rections sur des expériences sur des eaux naturelles. Pour des valeurs élevées derésidu sec et de température les valeurs ont été extrapolées à partir des formulesvalables pour les bas résidus secs et températures, bien que nous admettions queles corrections puissent être légèrement inexactes dans ces tranches supérieures.On n'a pas tenté de contrôler expérimentalement pour les hauts résidus secs ettempératures les valeurs ainsi obtenues des constantes K'2 et K's.

On a fait des expériences pour déterminer quantitativement le dépôt formépar différentes eaux à 2 pHs - pH variable et sur différentes eaux à2 pHs - pH identique.

(*) Note du traducteur : cet index est symbolisé dans la suite du texte parIR = Index de RYZNAR.

- 4 -

L'équipement pour exécuter ces essais est donné figures 1 et 2. La figure 1montre la disposition de l'appareillage pour déterminer quantitativement le dépôtde l'eau soumise à l'expérience. Dans les essais décrits, l'eau passait une seulefois à travers le système. La figure 2 schématise l'équipement de la figure 1. Lesdifférentes parties de l'appareil sont : A, réservoir d'eau ; B, appareil à ni-veau constant ; C, réduction capillaire ; D, serpentin de pesage ; E, bain à tem-pérature constante ; F, thermomètre ; G, bac de récupération de I1effluent.

Deux essais ont été faits simultanément en faisant passer l'eau testée dansdeux bains à températures différentes, chacune étant constante. Les serpentins é-taient soigneusement lavés, séchés et pesés, avant et après chaque expérience pourconnaître 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 enfonction de la différence de température entre l'eau du réservoir, qui est à latempérature de la pièce, et celle de 1'effluent testé.

Les températures constantes des bains étaient ajustées pour donner une tem-pérature de 1'effluent, entre celle de la température de la pièce et le point d'é-bulition, à tous les débits voulus. Les expériences décrites ici ont été faitesavec des températures d'effluents de 120° F, 160° F et 200° F ( # 49° C, 71° C et93° 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 tartresur des essais identiques.

A la fin d'un test, les serpentins sont rincés soigneusement avec de l'eaudistillée pour évacuer le dépôt. Sans doute, par ce procédé de petites quantitésde tartre accroché peuvent échapper au lavage et expliquer les variations ci-après :

TABLEAU 1

Poids (en mg) de dépôtdans le serpentin

0 à 55 à 15

15 à 3030 à 100100 à 200200 à 400

Variation expérimentale (en mg)

- 0 à 1± 1 à 3i 3 à 5i 5 à 10i 10 à 20- 20 à 40

Les incrustations obtenues dans ces serpentins en verre ont été contrôléesavec des résultats de terrain. On a de bonnes corrélations dans tous les cas, desorte que pour une eau donnant un certain nombre de milligrammes de dépôt, on peutprévoir aussi bien celle qui sera sans ennuis que celle qui donnera un dépôt gê-nant au bout d'un certain temps.

(•) Voir figures . 2 et 3 page suivante.

- 5 -

Figure 1 - Montage expérimental pour l'étude de l'élimination des dépôtsdans une canalisation d'eau

A-FEEDWATER8-CONSTANT HEAD DEVtîC-CAPILLARY CONSTRICTIOND-WEIGHED COILE-CONSTANT TEMPERATURE BATHF-THERMONIETERG-EFFLUENT

- B

Figure 2 - Appareil pour les essaisd'incrustation

I 1 i

%iTfä*\

1

III1

1i1

fe

Pii ii

Figure 3 - Serpentins de verre utilisés pourles essais d'incrustationen haut : serpentin propreen bas : serpentin incrusté

- 6 -

..Par exemple, dans le traitement des eaux pour locomotives on pourra pré-voir aussi bien les difficultés que l'on aura avec les injecteurs en prenantcertaines eaux et comment traiter celles-ci, que celles qui ne donneront pas dedépôts. Ceci permet des recommandations simples du traitement stabilisant oucorrectif nécessaire le plus adapté.

Dans le tableau 2 on expose les résultats d'un certain nombre d'expérien-ces d'incrustation avec différentes eaux. Dans la plupart des cas on a ajouté ducarbonate 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. Unesérie de tests sont également donnés dans lesquels le CO3Na2 fut introduit unedemi-heure avant le démarrage de l'expérience. Le pH a été déterminé au début del'essai sur un échantillon d'eau à la température de la pièce avec un Coleman 200à électrode de verre. Le calcium et la dureté totale ont été déterminés sur l'eaupar l'habituelle titratium au savon et l'alcalinité par titratium au méthyl oran-ge avec de l'acide sulfurique à N/50. Le résidu sec fut déterminé par méthodegravimétrique sur l'eau brute. Lorsque du carbonate de sodium a été ajouté l'ac-croissement du résidu sec a été calculé. Le résidu sec n'a pas été déterminé parméthode gravimétrique dans tous les cas parce que la correction du pH due à cerésidu 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 diagrammefigure 4, en fonction de IR (2pHs - pH) ; D'après ce diagramme, il est évidentque sans traitement de stabilisation, une eau dont IR est proche ou inférieur à6,0 est nettement incrustante, tandis qu'un IR supérieur à 7,0 ne donnera pas derevêtement protecteur de C03Ca. La corrosion constituerait un problème de gravi-té croissante si IR passait au-dessus de 7,5 ou 8,0.

Par ailleurs, avec un traitement stabilisant, on utilise dans ce cas unpolyphosphate de formule Na9 P7 022, une eau dont IR est aussi bas que 4,0 peutêtre utilisée à des températures jusqu'à 200° F (+ 93° C) sans danger d'entartra-ge. Attendu que ces polyphosphates ont également un net pouvoir d'inhibition dela corrosion, une eau dont IR se situe vers 7,0 à 8,5 peut être traitée avec pro-fit avec ces polyphosphates. Des essais sont actuellement en cours pour détermi-ner plus exactement le type et la quantité de traitement requis pour obtenir uneprotection contre la corrosion des eaux dont IR varie dans la gamme de corrosivi-té (IR > 7) .

D'après les 2 courbes de la figure 4 on aurait approximativement la quan-tité 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

.,. , 44,700mg d'incrustation = (2pHs - PH)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 cel-les-ci, on ne peut prétendre que toutes les eaux seront aussi correctement ajus-tées. Il est parfaitement possible, dans certains cas que IR puisse être faible,indiquant une tendance à l'incrustation. Mais si l'alcalinité est due principa-lemeit à l'ion hydroxyle, il y aurait alors très peu de l'ion carbonate pourdonner du CO3Ca. Ceci serait spécialement vrai dans certaines eaux douces calco-sodiques. Cependant on perçoit qu'une eau ayant un IR de 7,5 ou plus ne formerapas de pellicule protectrice de C03Ca.

- 7 -

Tableau 2

Essais d'incrustation

Essais commencés immédiatement après addition de carbonate de sodium

TestNo.

12345678910111213141516171819202122232425

H

114114114114155155155232232232215232232304304304304465465465465465465465430

Ca

Water Analysis in ppr

Mg M Alk.

a» CaCOi

7272¡272707070150150150152150150133133133133301301301301301301301304

42424242858585828282638282171171171171164164164164164164164126

10313218368169264241246280246298324324130322390322350472535470470470550530

CíasNaCl

1.71.71.7i.7

13.313.513.56.86.86.88.06.86.8

25.525.525.525.513.713.713.713.713.713.713.715.4

n.ri

'-

SOsasNa:SOi

2929297118818818812012012085120120386386386386200200200200200200200190

TolalSolids

163190240160380490470380420380390460460410760830760550630690630630630700740

pH

7.909.109.506.709.709.909.758.909.209.009.309.309.107.659.709.829.707.258.658.908.608.558.608.907 JO

Temp.of

TeífF

200200200200200200120200200160200160160200200200120200200200160120120120200

pH.

6.896.796.657.076.736.557.256.246.186.556.146.466.466.556.196.126.855.865.715.686.076.356.356.33S«!

StabilityIndex

2pH.-pH

5.684.483.807.443.763.204.753.583.164.102.983.623.825.452.682.424.004.472.772.463.544.154.103.763.96

Incrustation—mg.

BlankNo

Treat-ment

036105095147

117130

664

183

5532540511974

93

1.7 ppm.NaiPiOaAdded toWater

02306

0.05220775

02022530.50

1242805

0125J

Essais réalisés et eaux analysées après 30 minutes de réaction du carbonatede sodium ajouté

2627282930313233343536.17

108109120110208226260312405415440440

66616865137157137143260260.302280

424852457169123169145155138160

135137142200260328280328440520470470

10.210.210.210.28.58.58.5

25.615.415.415.415.4

20.420.420.420.«969696368190190190190

1701701852103704403907206507306S0680

8.758.708.708.959.008.808.559.408.759.108.558.80

200120160¿00160120120120160200120200

6.807.497.126.626.586.756.886.816.115.696.355.72

4.85h.285.544.294.164.705214.223.472.284.152.64

53415

35

400

0.5203390

206

- 8 -

450

,400

Î350

> 300ji

i 200I

. 150

: loo

50

¡LABORATORY RESULTS

RELATIONSHIP BETWEENSTABILITY INDEX

AND INCRUSTATION

TEMP. OF TEST CURVE A CURVE B~"

120* F • . •INCRUSTATION -

3 4 5 6 7STABIUTY mtXX (2pH,-pH)

X HEA<IVY SCALE AT ISO* F

i f—--HEAVY SCALE AT 60*f

-VERY HEAVY SCALE

Figure 4 - résultats de laboratoiremontrant la relation entre index destabilité et incrustation

450

400

350

300

¡250

: 200

3

150

100

50

O

o

RE

Y\

e

LATIONSHISATURATIOUtO INCRl

v •

ao

P BETWEEN INOEXJSTATION

N

•

HEAVY SCALE IN HOT WATER HEATERSHEAVY SCALE IN HEATERS ANO COILSSCALE IN HEATERSSC'LE IN HEATERSSCALE IN HEATERSSCALE IN HEATER COILSSOME SCALE AT 60* FSCALE IN HEATER UNLESS POLYPHOSPHATE ADDEDSLIGHT SCALE-CORROSION HIGH TEMP.-POLYPHOSPHATE, PRESENTNO DIFFICULTIES EXPERIENCEDCOMPLAINTS NEGLIGIBLE INO SCALE OR CORROSION IPfiACTICAUr NO RED WATER COMPLAINTS

ILY SLIGHT CORROSICN AT 150' FSCALE IN MAINSPRACTICALLY NO COMPLAINTS

ROSION |

QUITE CORROSIVE AT 150* FCORROSION IN HOT WATER HEATERS

CORROSION IN COLD WATER UNESSEVERE CORROSION-RED WATERSOME CORROSION IN COLD WATER MAINS32 REO WATER COMPLAINTS IN ONE YEARCORROSION IN COLO WATER MAINSCORROSION IN COLO WATER MAINSM W E R 0 U S COMPLAINTS OF RED WATERSED WATER • (SERIOUS CORROSION AT 140* F234 RED WATER COMPLAINTS IN ONE YEARVERY CORROSIVE AT 190* F I

SEVERE CORROSION-RED WATER

CORROSIVE AT 60" F

CORROSIVE TO COLD WATER VAINS

I IVERY CORROSIVE AT 60* AND 150* FCORROSION IN ENTIRE SYSTEM

I ISEVERELY CORROSIVE TO MAINT ANO INSTALLATIONS

X Seal« Rtpo-Ud• ComplainO Corrosion

+ 4.0 +3.0 +2.0 +1.0 0 - 1 . 0SATURATION INDEX fpH-phy

Figure 5 - Résultats d'exploitation superposésà la courbe A de la figure 4

Figure 6 - Relation entre l'index desaturation et l'incrustation

- 9 -

LARSON et BUSWELL (1) conseillent de mesurer le pH à la température àlaquelle l'équation pour déterminer le pHs doit s'appliquer et de choisir lesconstantes pour cette température. Dans nos expériences les constantes étaientprises aux températures de l'essai d'incrustation mais le pH était mesuré à latempérature de la pièce. Ceci pour plusieurs raisons :

1) - On a supposé que les changements de pH d'une eau en fonction dela température seraient pratiquement constants pour une différence de tempéra-ture donnée. Puisque la corrélation des valeurs de IR avec l'échelle de corro-sivité d'une eau est relative, ce changement de pH en fonction de la tempéra-ture déplacerait simplement les valeurs de IR pour donner une figure légèrementdifférente.

2) - Le pH est mesurable plus facilement et avec plus de précision àla température de la pièce.

3) - Les eaux que nous avons expérimentées étaient à prédominance in-crustante aux températures élevées des essais.

En mesurant le pH à ces hautes températures, la précipitation du C03Case serait produite avec un abaissement consécutif du pH. Ainsi IR calculé dansces conditions pouvait être proche de zéro alors qu'en réalité un tel dépôtformé dans cet intervalle de temps sur une véritable installation aurait incrus-té notablement un circuit de chauffage ou un injecteur;

Attendu que l'on a obtenu une relation satisfaisante entre IR et laquantité de tartre pour des eaux couvrant une large gamme d'alcalinité totaleon admettra qu'il soit préférable de mesurer le pH à, ou très près de, la tem-pérature de la pièce (22° C) et d'utiliser les constantes pour la températureplusélevée prévue dans le calcul du pHs en vue de^pronostiquer le comportementde l'eau à cette température.

Pour déterminer la représentativité des résultats de laboratoire, un cer-tain nombre de cas ont été pris au hasard dans les données de la littérature etdans nos archives, lorsque les analyses étaient complètes et que le comportementde l'eau était connu. Ceux-ci sont publiés dans le tableau 3. Les valeurs depHs 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 peud'informat ions concernant l'état des canalisations d'eau froide. Dans la plupartdes cas IR indique une tendance à la corrosivité. Naturellement les réactionsen eau froide peuvent être lentes et échapper à lbbservation, mais il apparaîtque les tubercules de corrosion ont été pris dans de trop nombreux cas d'unpoint de vue pratique, comme quelque chose qui devait arriver. La note deWILSON (7) sur l'état des conduites d'eau dans les villes américaines typiqueset le rapport du comité N.E.W.W.A. (8) sur les coefficients de frottement dansles tuyaux et leurs effets sur la durée de ceux-ci sont pleins d'intérêt à cetitre. Le rapport du N.E.W.W.A montre que d'après des tests sur 473 conduitesde 19 systèmes différents la perte moyenne de capacité de tuyaux de fonte revê-tus de bitume était de 52 7« après 30 ans de service. Des petits tuyaux trans-portant de l'eau agressive peuvent perdre plus c'e 60 °U de leur capacité pendantce laps de temps. Ceci représente une sérieuse perte d'argent. Quoique la tu-berculation due à la corrosion dans la plupart des cas soit à l'origine des ré-ductions de débit par accroissement du frottement, dans certains cas il s'agitd'incrustations formées par une eau en déséquilibre. Les pertes de débit duesà la 'orrosion et à l'incrustation ont été mesurées et les résultats présentéspar HALE (9) proviennent d'une série d'expériences à grande échelle sur l'eaude CATSKILL à laquelle différentes quantités de chaux ont été ajoutées. Ces

- 10 -

TABLEAU 3

Comportement d'eaux d'exploitation, à index de stabilité différents

\o.

1

2

i

i

i

S

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1«

17

15

City or Plait

La Grange, H LWell wasv

Above walar Itmo-nolit« softeoad

iii Granee, IH.p H increased

Columbu vnio1

Before - . ¿rbomstira

Sun> So. 4E»ri :«nodafter recarbanatira

Same a* N w . 4In!' •: jr1. -»-ind

Saoit is N o . 4i T ^ W Î ^ I y rio*»

Dayton. Ohio

Springfield. Ohio

BCTTTIV Hilk Calit«Averaee effluent

East Bay, Calif.AreranM o W u m n e Supply

Samt as N o . 11Lime added

P a n d c u *Deril» Gale Tamxi

San FranciscoHeteh HetchyResernr

San Mal«o. C a M .Reservoir Sution S6-15-37

Same as No. 13Limeaddr«8-25-37

San M a t » Calif.Rsserroir Statira 75-17-37

Same as N u . 178-23-37

Water Analysis in ppm.

B Ca MK M

asCaCO:

832

81

75

380

361

528

43

27

M

57.5

50

52

2M

230

«S

11

15*

lí«

5.5

35

38

44

54

326

41

48

—

110

131

210

!."•

397

38

116

57

25

35

3!»

277

270

21

267

8

58

74

65

T9

aasNaCI

Su

31

36

SO. asNi,SO,

66<t

615

640

TotalSolids

1160

730

855

275

275

250

235

488

476

600

27

42

470

16

160

170

110

130

ActualpH

6.8

8.3

9.3

10.0

9.0

9.1

9.7

7.3

7.5

7.66

9.00

9.00

7.32

7.0

7.3

8.9

8.6

8.8

Temp.

50140

59140

511140

59140

59

140

59

140

59140

59140

59140

59140

59

140

59140

59140

59

140

59140

59140

59110

5!)\V3

pH.

6.726.03

9.008.13

8.517.83

8.177.79

8.82

8.14

8.73

8.05

8.647.96

7.188.63

7.186.65

7.877.20

9.84

8.97

9.358.68

7.296.62

10.19

9.52

8.627.95

8.307.63

8.457.78

S.297.62

StabilityIndu

pII . -rH

6.125.26

9.7«7.Ü«

7.726.3«

6.945.5S

8.64

7.28

8.35

7 . W

«.if.6.23

7.066.00

6.865.80

8.086.74

9.88

».at

9.708-3S

7 . «5.8L'

13.38

12.04

9.948.50

7.706.36

S.306 . W

7 7S&4i

Remarks

ileavy scale in heaters, coils,etc.

Severe corrooon and redv a ter

Water stabilized vith phos-phate—no difficult» expe-rienced

Scale in mainsScale ia beaters

Red water and corrosion

uorroflion

St~tilized Kith phosphateSome scale, some corrosion

at very high temp.

Scab: ia beater »ils

Scale in beaten

Practically no red watercomplaints

234 red water complaints—1935-38

3Î waaplaints—1936-37

Red water difficulties (sir•Ott)

Badly eorrosne to m a i » andinstallations *

Numerous complaints of redwater

Compíainte greatfr redooKi

Complainte practically efin-nated

Lime treatments in use.Complaints negligible

1 Examples 4 to 10 frrtr <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

mains : canalisations

complaint : plainte

heavy : lourd, important

heater : radiateur

coils : serpentins

lime : chaux

slight : léger, faible

- 11 -

tableau 3 (suite)

So

1!)

a>

21

22

23

24

25

26

21

28

2»

30

31

32

V,

34

35

36

City 'ir Pl»nt

Newark. N . V.»

N e w York City <Controlled »peri-mental testa onlarge scaleR a w Catskill Supply

Añore waterPlus 4.5 p p m . lime

S a m e plus13 p p m . lime

S U M plus23 ppm. lime

Same plus63 ppm. lime

Same plus100 ppm. lime

Example 1 >

Example 2

Example 3

Example 4

Example 5

Sxampie 6

Example 7

Example»

Chieaeo tap water

Highland Park. Mich.«p H increased withNaOII

Lake Erie water '

Water Analysis in |i|»m.

H Ca Mir M

as C a C O :

97

67

30S

72

55

308

114

97

120

22

10

15

25

35

87

115

46

36

202

G5

31

38

20.5

290

72

67

87

51

31

106

3$

17

103

42

30

33

10

18

26

59

98

45

128

252

125

19

8

262

265

103

86

87

CI aNaC

120

17

910

1.7

S O . aNa-SO

29

TotaSolid

54

20

25

35

45

80

120

270

145

1100

510

155

68

336

1100

163

120

156

Aetnap H

7.0

6.9

8.4

9.7

10.1

10.3

10.7

9.6

7.10

7.30

7.60

9.70

7.0

7.4

7.8

7.9

8.1

7.6

Temp

59140

59

150

59150

59130

59

150

59130

59ISO

150

140

59

59

140

50

140

140

5»

140

59140

59140

pH.

9.1b8.49

10.01

9.26

9.668.91

9.208.45

8.92

8.16

8.187.43

7.807.05

7.90

7.96

7.33

8.09

8.43

9.37

6.56

6.47

8.06

7.39

8.167.49

8.057.38

StabilityIndex

2 p H . - p I

11.329.98

13.12

11.62

10.929.42

8.707.20

7.74

6.22

6.064.56

4.903.40

6.20

8.82

7.36

8.58

7.16

11.74

5.72

5.14

8.22

6.88

8.226.88

8.507.16

Remarks

Corrosion of cold water mains70*1. loss :r. carrying capacity

in32-i'. >r.

Corrosive

Very corrosive—alxjut 3.5times that at lower temp.

CorrosiveOnly slightly lera corrosive

than raw water

Corrosive about 1.3 timesthat at lower temp.

Slightly less corrosive in cold(ban N o . 22 above

N o scale but m u c h less corro-sive than N o . 22 above inhot

S o m e scaleHeavy C a C O t scale

Heavy scaleHeavy scale

Scale in hot water heatersunless stabilised with poly-phosphates

Serious corrosion

Corrosion in cold water linesand feed lines

Corrosion in cold water mains

Corrosion in hot waterheate/s

Corrosion in entire system

Scale in heater«

Heavy scale in hot waterheaters

Very small amount of corro-sion in mains

Dnly alight corrosion—water quite stable

i'ery little c o m m o n apparentVery little scale or corrosion

Orrosive

• 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.• F r o m 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 decette note. On remarquera que la corrosion, et non l'incrustation, apparaissaitdans les tests avec 13 et 23 ppm de chaux additionnelle, quoique l'index deLANGELIER était respectivement de + 0,5 et + 1,18 à 59° F (15° C) et de + 1,25et + 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 dedébit avec l'eau rendue moins corrosive par augmentation du dosage de chaux etl'accroissement de la sursaturation du CO3Ca.

Les données du N.E.W.W.A indiquaient que toutes choses étant égales parailleurs, il y avait une corrélation entre la valeur du pH de l'eau transportéeet le taux de perte de débit dans les conduites. Les eaux à pH = 6,5 donnaientdes pertes doubles en un temps donné que celles à pH = 8,0.

A partir des données disponibles, il apparaitrait donc qu'une eau prochede 15° C, dont IR i=t 6,0, à laquelle un traitement stabilisant de polyphospha-tes a été ajouté donnerait les meilleurs résultats quant à la corrosion et/oul'incrustation dans le réseau. Dans ces conditions la corrosivité due au C02agressif serait proche du minimum dans la plupart des cas.

Dans l'ensemble, les données de terrain correspondent très bien avec lesrésultats de laboratoire pour les différents IR. Ceci apparaît sur la figure 5dans laquelle les données du tableau 3 sont superposées à la courbe figure 4.On a retenu uniquement les valeurs pour lesquelles un renseignement clair estdonné pour une gamme particulière de températures.

Il est évident qu'avec un IR de 7,5 ou plus grand à 140° F '(60° C), lacorrosion 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'in-dex de saturation, et qu'il contribuera à améliorer la qualité de la prévisiondes 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 etI. A. HOLMES, Vice-Président adjoint, tous de la National alumihate corporation.

REFERENCES BILBIOGRAPHIQUES

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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 . , 34 :1425 (1942).

4 - REITEMEIER R. F. & BUEHRER T. F.. The Inhibiting Action of Minute Amountsof Sodium Hexametaphosphate on the Precipitation of Calcium Carbonatefrom 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).

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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).

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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

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DISCUSSION

W.F. LANGELIER*

La méthode directe d'estimation des tendances à l'incrustation de l'eaude l'auteur est tout à fait remarquable. Malheureusement les données expérimen-tales présentées au tableau 2 sont limitées à un type d'eau caractérisé par unefaible valeur de pHs. Nous suggérons que la même technique expérimentale soitutilisée pour étudier les tendances des eaux à la corrosivité aussi bien qu'àl'incrustation. Dans ces essais les eaux traverseraient les serpentins de ver-re renfermant des incrustations préalablement pesées et les pertes en poids decelles-ci seraient notées. Si la théorie de la saturation de la protectiond'un tuyau contre la corrosion est valable, des essais de corrosion de tuyauseraient effectués, non pas par contact direct avec une barre de métal commehabituellement, mais par contact avec un matériau qui aurait été protégé parla 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 nonquantitative, est correcte. Bien qu'il accepte la validité et la significationdu terme pHs, il dénie que celui-ci puisse être utilisé quantitativement oumême qualitativement avec les eaux faibles en calcium et en alcalinité sans luiappliquer un coefficent empirique auquel il attribue une valeur de 2. Puisqu'ils'agit là du principal désaccord de l'auteur et sa raison pour plaider l'usaged'un nouvel index de stabilité et puisque d'autres chercheurs ont mal interpré-té le sens exact de l'index de saturation, il semblerait qu'une clarificationplus poussée soit souhaitable.

L'index de saturation n'est pas une valeur déterminée sur un échantillond'eau pris en un point d'un réseau qui puisse être appliquée à un autre point duréseau après modification de ses caractéristiques par incrustation ou corrosion.Ceci est spécialement vrai pour des eaux peu tamponnables faibles en calcium etalcalinité. Dans de telles eaux les altérations de composition sont appréciableset 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 peuttamponnables. Il faut seulement que l'échantillon soit vraiment représentatif del'état de l'eau au point du réseau où l'on désire connaître son activité. Quandl'auteur déclare que deux eaux différentes, ayant le même index, peuvent être in-crustantes dans un cas et corroder les tuyaux dans l'autre, il faudrait admettreque cette incohérence provient de notre incapacité à déterminer clairement lesvaleurs exactes de pHs et de pH. En cela nous sommes en désaccord avec les diresde l'auteur selon lesquels en doublant simplement la valeur de pHs et en chan-geant les signes on obtient un index différent et nouveau qui aurait une signifi-cation quantitative bien plus grande et qui permettrait de typer la tendance àl'incrustation ou à la corrosivité des eaux d'une façon beaucoup plus précise.

La signification essentielle de l'hypothétique quantité représentée parle terme pHs est sa valeur constamment changeante avec le changement progressifde caractère analytique tant que l'activité se poursuit. Le fait que les donnéesexpérimentales présentées par l'auteur au tableau 3 montrent que le diagrammedes 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 diffi-cilement les conclusions qui en découlent.

Parmi les essais, tous ceux qui présentaient une incrustation significa-tive étaient ceux effectués sur des eaux dont Ca et TAC étaient élevés. Lesplus hauts pHs représentés (7,3) limitent les conclusions aux eaux dures de cetype.

En outre, dans les méthodes expérimentales utilisées, il y a au moinsdeux 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 utilisantles constantes de LARSON et BUSWELL tout en négligeant la mesure du pH réel àla 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 réellesd'une canalisation d'eau — dans laquelle on a tout aussi bien des périodes defonctionnement que des périodes d'arrêt pendant de longues heures — est proba-blement sujette à une erreur appréciable.

CLOTURE DU DEBAT PAR L'AUTEUR

L'auteur s'est donné comme objectif d'obtenir un index simple, utilisablepour prédire le comportement des eaux de types variés à diverses températures.

Les erreurs d'hypothèse relevées par le Professeur LANGELIER ont déjà étédiscutée dans cette note :

1 - Puisque le but de ce travail est d'arriver à un index simple et pra-tique, le pH a été mesuré à la température de la pièce parce que c'est comme ce-la que le font la plupart des opérateurs et des laboratoires.

2 - L'emploi des constantes de LARSON et BUSWELL a été discuté ainsique 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 vuen comparant la position des IR entre l'incrustation et la corrosion sur la fi-gure 4 (courbe d'eau traitée) représentant les essais de laboratoire, et la fi-gure 5, représentant les essais sur le terrain. Le point d'incrustation nulleest 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 dépôtdans les serpentins. Ces points n'ont pas été inclus dans cette note, attenduqu'ils concernent une étude de corrosion plutôt qu'une étude d'incrustation.Comme indiqué plus haut, un travail est actuellement en cours sur la corréla-tion entre la corrosion et IR.

L'étude de la figure 5 montre le changement progressif de tendance de-puis 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 sa-turation est très clair d'après les exemples 5, 9 et 17 du tableau 3. En tabu-lant les informations de ces eaux à 140° F (60° C) on obtient les résultats dutableau 4 :

TABLEAU 4

ExempleN°

9

17

5

pHs

6,65

7,78

8,14

PHréel

7,5

8,6

9,0

Index desaturationpHs - pH

+ 0,85

+ 0,82

+ 0,86

IR2pHs - pH

5,80

6,95

7,28

Caractéristiques de l'eau

Incrustante dans les radiateursPratiquement sans risque decorrosionEau rouge et corrosion

Dans les exemples ci-dessus les index de saturation sont presque identiquesbien que le comportement des eaux soit largement différent. Cette différence ap-paraît immédiatement sur IR de ces eaux.

Dans les 36 exemples du tableau 3 extraits de rapports d'exploitants, lacorrosion 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 indexpositif de saturation ne puisse garantir que la corrosion ne sera pas la réactionprédominante.

L'index de stabilité décrit par l'auteur marque mieux la différence entreces eaux et précise que l'eau sera dans la zone incrustante ou non, que ce soitavec ou sans inhibiteur du type polyphosphates.

ANNEXE E

Extrait de "Terres et eaux", n° 27, 1955/56

La protection cathodique des tubagesdes puits à grand diamètreau Chott Chergui

parRené-Marie BERTHIER

Coiueil Scientifique de VAl%éricDirteítur du Laboratoire

de Recherche Scientifiqueet d* Perfectionnement Technique

i Grenoble et à Aller

et

Michel VERITIngenieur du Laboratoire de Recherche

Scientifique et de PerfectionnementTechnique

L a protection -cathodique des ouvrages métal-1

Miques enterrés n'est pas une technique nouvelle,et, depuis plus de vingt ans, de multiples applica-tions ont amplement démontré et son efficacité etsa rentabilité.

Il n'est d'ailleurs pas sans intérêt de rappelerque la première utilisation clans le monde de ceprocédé pour la protection d'ouvrages en bétonarmé a été le fait du Service des Irrigations(Conduite du H a m i z en 1941). Et ce m ê m e Ser-vice, devenu Service de la Colonisation et de l 'Hy-draulique, n'a pas hésité, plus tard, à extrapoler laméthode jusqu'à lui confier la protection des tuba-ges des forages à grand diamètre au Chott Cher-gui, ainsi que la protection de barrages et autresgrands ouvrages.

Cependant, malgré tant de réalisations doublée»d'autant de réussites, certains techniciens ne fontencore appel à la protection cathodique que i»uressayer de sauver des ouvrages en posture déli-

cate; il est alors souvent difficile, parfois impos-sible, d'intervenir.

Certes l'utilisation à titre « curatif » de ce pro-cédé en constitue une application fort importante,mais, dans bien des cas, son utilisation à titre€ préventif > permettrait des économies impor-tantes de matières, de main-d'œuvre et d'énergie,en autorisant bien des audaces.

Il est donc important de prévenir le technicierides dangers de la corrosion en lui donnant la pos-sibilité d'établir ses projets de la manière la pluséconomique sans surestimer ou sous-estimer lesrisques encourus.

C'est pourquoi, avant de décrire en détail lesinstallations de protection en service au ChottChergui. nous essaierons de rassembler, dans unepremière partie, les quelques notions pratiques quele projeteur doit avoir présent à l'esprit toutes lesfois qu'il doit implanter un ouvrage dans unmilieu agressif.

PREMIÈRE PARTIE

GÉNÉRALITÉS SUR LA CORROSION

DÉFINITION DE LA CORROSION DES ACIERS

• Le fer. dans les conditions ordinaires de tem-pérature, décompose l'eau pour donner deshydrates tic fer et de l'hydrogène.

C'est ¡Knirquoi, sauf précautions spéciales, tous

les ouvrages en fer sont appelés, à plus ou moinslongue échéance, à périr par corrosion dès qu'ilssont susceptibles de se trouver au contact de l'eau.

Mais cette attaque e>t plus ou moins rapide. >ui-vant la nature physico-chimique du milieu contenant cette e;in. les matières minéral1 s constitutives 55

s

de ce milieu n'intervenant d'ailleurs qu'à l'état dedissolution, c'est-à-dire sous furme d'ions.

L'évolution île la réaction dépend alors essen-tiellement de.- divers autres ions contenus dans lasolution, i|iii pourront, soit accélérer, soit freiner,voire stop|>er l'attaque.

Il faut surtout retenir <|iic l'eau constitue le fac-teur nécessaire de la corrosion. Klle est, en outre,dans les sols, le seul élément électriquementconducteur, 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

l'ai ordre d'importance, nous citerons :

— L'aciditc — O n peut en effet écrire la réac-tion suivante :

56

Si, dans la solution il existe de nombreux ionsH + , c'est-à-dire si son p H est bas, une grandequantité de métal aura tendance à passer en solu-tion 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 devientbrutale. N o u s dirons alors qu'il y a attaque chi-mique. A u demeurant, un tel phénomène ne s'ob-serve jamais dans les conditions habituelles.

— La salinité ou activité des ions sulfate( S O 4 ) chlorure (Cl~) carbonique(CO3~) 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 \ chloreCl2).

— enfin. les hydrates de fer et de manganèse etles argiles sont des catalyseurs de corro-sion.

LES F A C T E U R S C H I M I Q U E SD E R E T A R D A T I O N

L'alcalinité — U n p H élevé ralentit la vitessede corrosion et la stoppe m ê m e , dès qu'ildevient supérieur à 12, en l'absence de sels.

certains sels oxydants,l'oxygène dissous en milieu moyennement

alcalin.

I N F L U E N C E D E S C O N D I T I O N S L O C A L E S

Dans la réalit-', plusieurs des facteurs enumeresci-dessus coexisteront, rendant les phénomènes

sensiblement plus complexes, le tout étant encorefortement influencé par les conditions locales.

("est ainsi qu'une immobilisation de l'eau serale plus généralement favorable à une ]iassivationrapide du 1er. cependant qu'une circulation rapide,en détruisant le film isolant et en maintenantconstante la coni|>osition ionique de l'électrolyte,accélérera grandement la corrosion.

A cette action chimique peut d'ailleurs se super-viser une action inccanii/nc, ainsi que cela se pro-duit dans les phénomènes de cavitation.

L'aération du milieu joue également un rôle.Enfin, dans certains cas, la présence de certainesbactéries peut être à l'origine d'une corrosion sou-vent extrêmement rapide du fer.

Les courants continus.

Parmi toutes les conditions locales citées ci-dessus, une place importante est réservée aux cou-rants électriques continus circulant dans le sol,car le plus souvent une corrosion électro-chimiquese superpose à la corrosion chimique.

E n règle générale, la corrosion électro-chimiquene peut guère aggraver une forte corrosion chi-mique, mais si cette dernière est faible ou quasiinexistante, la corrosion électro-chimique peutalors prendre une ampleur considérable.

Les courants susceptibles de provoquer cettecorrosion électro-chimique peuvent se classer entrois catégories:

— courants de retour d'installations électriquescontinues (par exemple un réseau de tramwaysélectrifié en continu) que Ton appelle alorscourants vagabonds,

— courants d'origine mal définie, de faible inten-sité mais de grande amplitude, dénommés cou-rants telluriqties,

— courants engendrés par l'ouvrage métalliquelui-même ou courants autonomes.

Ces derniers courants pourront n'intéresserqu'une partie, parfois m ê m e microscopique, del'ouvrage et seront dits locaux.

Ils pourront aussi intéresser la quasi-totalité del'ouvrage et seront alors qualifiés de courantsgénéraux.

Qu'ils soient locaux ou généraux, ces courantsautonomes seront toujours provoqués jwr les hété-rogénéités de la surface du métal ou du milieuambiant, susceptibles de modifier' localement le

.potentiel du fer, donc de créer les différences depotentiels nécessaires à la création d'un courant.

Les irrégularités de forme ou de structure gra-nulaire du métal de l'ouvrage, ses impuretés acci-dentelles (traces de métaux étrangers ou de sels),ou voulues (soudures, surface de contact demétaux difieren ¿s") sont souvent à l'origine de cou-rants locaux.

Les différences de nature géologique, d'humi-dité. d'aératiiHi, de salinité des différents terrainsd'implantation d'un m ê m e ouvrage engendrent lescourants généraux, d'où le terme de « pile géolo-gique», utilisé par certains auteurs.

Enfin, l'aération différentielle de deux partiesd'un m ê m e ouvrage peut également provoquer descourants, locaux ou généraux, en général audétriment de la partie non aérée qui constitue alorsl'anode.

ACTION DES COURANTS CONTINUS

Quelles que soient leurs origines, tous ces cou-rants pénètrent dans le fer dans certaines zonesou playes cathodiques et en ressortent un peu plusloin en des plages dites anodiqitcs, le circuit serefermant par l'intermédiaire de l'électrolyte.

Sur les plages cathodiques se déchargent lesions positifs ou caillions, tels que l'ion hydrogèneH * " , l'ion sodium N a + , l'ion calcium C a + , l'ionpotassium K + , l'ion magnésium M g + + , etc., ainsique certains ions métalliques.

Sur les plages auodiques, se déchargent les ionsnégatifs ou allions. Parmi ceux-ci, nous citeronsl'ion oxhydrile O H ~ , l'ion sulfate S O 1 " " , l'ionchlore CI" , l'ion carbonique C O 3 , l'ion sulfureS".

Pour éviter toute ambiguïté, nous ouvrirons iciune parenthèse pour préciser que l'on appelleanode :

— dans le cas d'un système auto-générateur (parexemple une pile), It pôle négatif, c'est-à-dire celui que l'on doit relier à la borne€ moins » de l'appareil de mesure;

— dans le cas d'un système récepteur (par exem-ple une cuve d'électrolyse ou une installa-tion de protection cathodique), It: pôle jwsi-tif, c'est-à-dire celui connecté au pôlec plus » du générateur de courant.

O n peut donc écrire que les caillions descendentle courant cejKMidant que les anions le remontentdans le milieu electrolytique.

E n se déchargeant sur les plages anodiques oucathodiques, les différents ions vont retrouver leuractivité chimique normale.

A u droit des plages cathodiques, si l'ion H *tend à accélérer la corrosion du fer, les autreseathious donneront, eux. naissance à des bases, àl'action fortement inhihitricc.

Sur les plages anodiques. des sels et autres pro-duits corrosifs se tonneront à partir des anions.I-e plus généralement, les sels ainsi ft innés n'ad-hèrent |ta-; au métal et le omranl continue à circu-ler. C e n a n s unions cependant, tels que l'ion phos-phate P O " , donnent des sels compacts et isolants

qui freinent la corrosion et peinent l'arrêter. Cephénomène a rec.ii le n o m de pitsshation.

Sur chacune de ces plages, le dépôt d'un ions'accomiKigne de l'évacuation de l'ion complémen-taire.

K n définitive, si les conditions extérieures auto-risent la modification locale des concentrations, etsi la densité de courant est suffisante, on voit lacorrosion se stopper sur les plages cathodiques, ets'amplifier an contraire sur les plages anodiques.C'est là le principe m ê m e de la protection catho-dique.

L E S P O T E N T I E L S

Dans ce qui précède, nous avons utilisé le motde potentiel pour expliquer la formation des cou-rants autonomes.

O n sait en effet qu'il existe entre un morceaude métal et la solution saline dans lequel il baigneune certaine f.e.m,, conséquence des réactions chi-miques. Cette f.e.m. ne prend une valeur fixe quelorsque la solution est saturée en ions métal. Ellereçoit alors le n o m de potentiel et constitue unemesure de l'énergie libre des réactions de corro-sion.

Pour mesurer te potentiel de cette demi-pile queconstitue le métal plongé dans la solution, ondevra obligatoirement avoir recours à une autredemi-pile au potentiel connu.

E n effet, pour effectuer cette mesure, on nepeut réunir le métal à une borne du potentiomètre,et la solution à l'autre borne, car l'appareil indi-querait en réalité la différence entre le potentieldu métal par rapport à cette solution et te poten-tiel 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 caicmelpendant une mesure de potentiel.

i*«»«»Photo 2,

Lo conne et lo mallettepour ladétermination sur placede l'agressivitédes sols.

58

demi-pile, possédant un'potentiel bien constant etdéterminé, ou électrode de référence. O n réalisealors la liaison électrique par une solution salinetelle que l'on puisse négliger le « potentiel de dif-fusion », c'est-à-dire la f.e.m. susceptible d'existerentre cette solution de liaison et les electrolytes desdeux demi-piles. A cet égard, l'utilisation du chlo-rure de potassium O K est particulièrement inté-ressante.

N o u s utilisons d'ailleurs pour nos mesures unetelle solution, en parallèle avec une électrode aucalomel ou électrode d ' O s T W A L D (mercure —solution de chlorure de potassium saturé de chlo-rure mercureux ou calomel). L a photo i repré-sente une telle électrode.

Bien entendu, on utilisera un voltmètre sansconsommation ou uii montage jwtentionictriquepour éviter toute chute de tension, la résistanceinterne de ces demi-piles étant très grande.

Ce que l'on mesure est donc en fait non unef.e.m. mais une différence de potentiel par rap-])ort à l'électrode de référence prise arbitrairementconnue point zéro; (il existe un certain nombred'électrodes classiques dont les potentiels, bienconstants, sont définis par r;ip|Hirt à une électrodede référence principale, l'électrode à hydrogène,arbitrairement prise c o m m e zéro de l'échelle).Pour être utilisable, toute mesure de |K>teuticldevra donc préciser l'électrode de référence adop-tée |)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'unouvrage, on pourra en déduire la f.e.ui. de lapile X Y .

Mais , pratiquement, les ¡K.>ints X et Y sont élec-

triquement réunis par la masse de l'ouvrage; ilexiste donc un courant de court-circuit qui modi-fie profondément les phénomènes, donc les poten-tiels.

Pour que la mesure puisse refléter réellement lepotentiel, il faut qu'il n'existe aucun courant exté-rieur ou autonome, l'ouvrage tout entier étantalors au m ê m e potentiel. O n peut cependant, auLaboratoire, isoler un petit morceau de fer et étu-dier le comportement de son potentiel en fonctionde la solution.

O r , dans la pratique, les eaux naturelles ont uneconi]x>sition ionique très complexe et celle-ci semodifie au contact du métal par suite des réactionsde corrosion. Tl est par conséquent fort difficilede prévoir le potentiel. D e plus, si une passivationintervient, la traversée du film isolant par les ionss'accompagne d'une sorte de frottements solides etle ixjtentiel de passivation n'a pas de valeur biendéterminée. C'est un «pseudo-potentiel ».

Tout ceci a pour conséquence de rendre très déli-cate l'interprétation des mesures de potentiels, quine peut, de ce fait, être confiée qu'à des spécia-listes.

A ces mesures de ¡>otentiel se rattachent lesmesures « in situ » de Yayressivitc des sols. Pourtoutes ces mesures, un matériel portatif c o m m o d e ,représenté sur les photographies ci-jointes, a été.nis au point par notre laboratoire.

— Sur la photo 2. la « canne » et le coffretnécessaire à la détermination de l'agressivité.

— Sur la photo 3. une mesure d'agressivité.O n Hütern que la valise de mesure utilisée parl'opérateur ]>ermet également la mesure des poten-tiels, des resist i vité s et du p H du sol.

MÉTHODESDE PROTECTION ÉLECTRO-CHIMIQUE

Mis à jxirt les revêtements divers qui consti-tuent parfois la seule protection, ou qui sont uti-lisés c o m m e protection primaire, on peut :— soit désamorcer la pile en établissant le projet

de manière à éviter toutes les hétérogé-néités susceptibles d'engendrer des cou-rants, c o m m e les aérations différentielles,les parties immergées, les terrains acides;(l'implantation devra donc être soigneuse-ment étudiée et le sol assaini par drainage,alcalinisation, etc.);

— soit la mettre en circuit ouvert en tronçonnantles circuits et en desséchant les terrainsd'implantation ;

— soit reporter la corrosion sur un métal moinsnoble c o m m e le zinc ou le magnésium, etm ê m e le fer; c'est la protection galvanique;

— soit renverser artificiellement les courants decorrosion au moyen d'une génératrice conti-nue, c'est la protection cathodique.

Par exemple, une conduite d'eau pourra êtreplacée avec une protection sommaire, voire m ê m esans protection, dans un terrain très sec. m ê m e sicelui-ci contient un fort pourcentage de sulfatesou de chlorures. Mais le maître de l'œuvre devraalors choisir avec un soin tout particulier le typede joints, et veiller à leur exécution, car une fuite,en apportant de l'eau, pourrait provoquer uneamorce de corrosion d'autant plus dangereusequ'elle serait plus localisée.

U n e autre précaution essentielle, et trop sou-

vent ignorée, consiste à isoler électriquement lesjiîirties métalliques placées dans l'air des partiesmétalliques enterrées. Par exemple, dans le eisd'un forage, la tête de forage proprement diie ¡-eraisolée du tubage, la protection de la tête se taisantpar revêtement, et le tubage étant justiciable, >inécessaire, d'une protection cathodique.

O n notera enfin que certaines protections élec-tro-chimiques s'opjKJsent dans leur modalité à cer-taines autres. Il faut donc, dès le projet, que lemaître de l'œuvre choisisse, c'est—à-dire :

— ou bien il ne lui parait pas souhaitable d'éta-blir une installation de protection catho-dique; il devra alors rédiger son projet enprévoyant les travaux d'assainissement,nécessaires, en tronçonnant les circuitsélectriques, en soignant la qualité desbétons, etc.;

— ou bien il envisage une protection, et dans cecas il faut assurer la continuité électriquede toutes les parties métalliques à protéger;on mènera alors de pair et la constructionet la mise en service, tant de l'ouvrage quede son installation de protection.

E n terminant, signalons également que la pro-tection électrique est susceptible de détériorer cer-tains revêtements, d'où une nouvelle raison, pourl'ingénieur, de penser, dès l'établissement dePavant-projet, au m o d e de protection le plus ren-table, et d'étudier en conséquence l'ensemble et ledétail des travaux.

Photo 3

Une mesure d'agressivité.Sur la table,

la volise de mesurespermettonf la détermination

du potentiel,du p H ,

de l'agressivitéet de la

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'étaitinquiété de protéger les tubages en acier contre lacorrosion.

C'est pourquoi le Service des Etudes Generalesel des Grands Travaux demanda au Laboratoirede Recherche Scientifique et de PerfectionnementTechnique de Grenoble d'étudier la protection et dedresser le projet. K n collaboration avec le Labora-toire, les installations de protection cathodique destubages du puits de la station C 2 furent réalisées,en partie par la Société Solétanche, en partie parl'Union Industrielle Africaine.

Elles furent mises sous tension le 14 janvier19.S5-

Les travaux de protection dans les autres sta-tions sont actuellement en cours d'exécution.

Nous décrirons donc tout spécialement l'instal-lation de protection cathodique de la station C 2 ,nous contentant d'indiquer au passage les modifi-cations envisagées par l'Administration pour laprotection des tubages des autres puits.

D I S P O S I T I O N S G É N É R A L E SLa protection cathodique est basée sur le ren-

versement artificiel des courants de corrosion. O nutilise, à cet effet, une source de courant continucapable d'une forte intensité sous un bas voltage.Le pôle « moins > de ce générateur est relié àl'ouvrage à protéger, le pôle « plus > alimentantune prise de terre appelée à jouer le rôle d'anode.Cette anode, parfois appelée dct'crsoir, peut êtreconsommable (fer), ou inattaquable (graphite).

U n e densité minima de courant de protectiondoit parvenir à toutes les parties d'ouvrages à pro-téger, car il faut, évidemment, interdire sur lesplages anodiques du métal toute arrivée de couranten provenance des plages cathodiques: mais, deplus, il faut que sur ces plages anodiques, le cou-rant s'inverse.

X e satisfaire qu'à la première condition aboutità laisser les parties anodiques du métal en étatde corrosion directe.

Bien plus, un courant de traitement tel qu'illaisse subsister certaines plages anodiques est nonseulement inutile, mais dangereux, car des corro-sions intenses résultent souvent du voisinaged'une cathode à grande superficie et d'une petitezone anodique.

Le courant doit donc être suffisamment intenseet réparti aussi judicieusement que possible sur lasurface du métal à protéger.

Ci-ci, ininl à l'absolue nécessité d'amener le cou-r.mi sur le fer |>ar voie clcctrolytique. explique la

difficulté de protéger électriquement certains ou-vrages aux formes compliquées et rini|H>ssibilitéde protéger la lace interne d'espaces absolumentclos.

lin particulier, au Chott Chergui, la |>erforaiiondes colonnes permet seule d'assurer la protectionde la paroi intérieure des tubages à partir d'uneanode placée loin à l'extérieur du puits.

I-a position de l'anode joue d'ailleurs un rôletrès important dans cette répartition de courant,répartition que l'on doit déterminer en un premierstade par le calcul: les résultats sont ensuite pré-cisés par un modèle réduit respectant la similitudeélectrique.

Concurremment, on détermine la valeur à adop-ter pour l'intensité.

Bien évidemment, un réglage final doit êtreexécuté sur place lors de la mise en service del'installation.

Si, en tous points du métal, la densité de cou-rant est suffisante, les localisations anodiques s'ef-facent et le fer devient intégralement cathodique.

Bien qu'elle soit très simple en son principe, il nefaut cependant pas se dissimuler les difficultésd'une telle technique, dans laquelle l'expérienceacquise joue un rôle prépondérant. Suivant la qua-lité de son application, la protection est ou nonefficace : elle peut m ê m e dans certains cas devenirdangereuse. 'Schéma d'ensemble de l'installation.

L a figure 1 donne le schéma d'ensemble de l'ins-tallation de protection cathodique.

U n e source de courant continu G a son pôle)X)sitif relié à une anode enterrée A . L e pôle néga-tif est connecté au tubage du puits.

L'énergie fournie par la source se dissipe, d'unepart sous forme de perte par effet Joule dans :— les câbles de liaison.— les résistances de terre de l'anode et de la

cathode,d'autre part sous forme d'énergie protectrice,

Fig. 1.Schéma d'ensemble

de l'installation de protection cathodique.

Pi —

e Zéro arbitraire de potent ¡el¿0/ de conductibilité infinie

Fig. 2.Diagramme des potentiels.

représentée par la polarisation de chacunedes électrodes.

(Nous n'avons pas tenu compte, dans le dé-compte des pertes, de la résistance du milieureliant électriquement les deux résistances locali-sées dites « de terre >, cette résistance étant tou-jours très petite par rapport aux autres).

L e diagramme, des potentiels (fig. 2) met enévidence ces diverses différences de potentiel. Ilmontre que la polarisation ig qui représente enfait le but final de l'opération est très petite c o m -parée à la f.e.m. que doit fournir le générateur.

L e rendement énergétique est donc très faible etles pertes Joule devront être aussi petites que pos-sible. Cependant l'énergie totale mise en jeu esttoujours de peu d'importance.

La cathode.Les puits comportant différents tubages, il fal-

lait :— réaliser la liaison électrique des différents tuba-

ges avec la source de courant continu,— assurer la protection de la face interne des tu-

bages dans les zones susceptibles d'êtredénoyées au cours des pompages.

L a figure 3, en indiquant les dispositions géné-rales adoptées pour l'équipement de ces puits, rendcompte plus précisément du détail des travauxeffectués 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 enbéton armé centrifugé. U n e seconde colonne entiè-rement métallique part de la m ê m e cote 91)2.40,mais descend à la ente {)y).~~. Formée de virolesmétalliques, elle est crépîiiée sur une quinzainede ni à sa partie inférieure.. Pour permettre l'indépendance de mouvements

de ces deux colonnes, deux gaines lubrifiantes de5 m m d'épaisseur en bitume plastique recouvrentla face interne ''e la première et la face externe

de la seconde, l'espace annulaire entre ces deuxgaines ayant fait l'objet d'un remplissage au m o r -tier.

¡cables q 13.5acier galvanisé

Jupe en tôle soudéestirlaviro/e intérieure

Joint de tassement

Crépine définitiveprotégée ao plastali

¿rase definitivedes tuùagcs

1370/ I39S

too/ i/toSpattes de 0,7x 0.12raidisseurs. inclinées a

Attache des cables deprotection cathodique

Jupe en tôle soudée sur.la virole intérieure /

ïrépinage • Trous de SO"lmnuirant eo'/ode la surface

ôuse en he'ton armé

lubrification

ZOû)musa

Guide en saii/te de 2. S cm

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 ladeuxième colonne d'un joint de tassement.

U n e troisième colonne et une quatrième colonne,également niétallii|iies. complètent le tubage, l'uneentre les cotes 941.50 et 916.35 et l'autre de919,20 à }<94.45-

T-a troisième colonne présente en outre la parti-cularité d'être « accrochée » par les câbles deliaison électrique à la tête du puits.

Enfin une crépine., dite crépine définitive, doublela partie crépinée de la deuxième colonne entreles cotes 961.75 et < 141.50. Mise en place à la findes travaux de forage, elle repose simplement sursa base.

Liaisons électrique«.

Mlles ne lisaient de problèmes que ixjur les3' et 4 ' colonnes et pour la crépine définitive. E neffet, les autres parties métalliques du puitsétaient accessibles de la surface du sol et la réali-sation des connexions ne présentait, de ce fait,aucune difficulté.

Pour la troisième colonne, il a été prévu troiscâbles en acier galvanisé fixés à la tête de lacolonne, et du point de vue mécanique, par enrou-lement autour de cosses soudées à la colonne sursa face externe, une plaque de recouvrement inter-disant aux boucles ainsi formées de sortir de cescosses (fig. 4), et du point de vue électrique, parsoudure sur la colonne du brin mort de chacun

catHt M êtierailvinisé

des câbles, avec, de plus, un serrage énergique parboulons.

l'otir la quatrième colonne et la crépine, (k^ dis-positions absolument analogues furent adoptées,mais avec des câbles de plus faible section, ceux-cine 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 pro-tection de la paroi interne de la deuxième culonne.le rabattement m a x i m u m envisagé correspondantà la cote 941.

Aussi fut-il décidé de n'attribuer à cette colonnequ'un rôle temporaire, limité à la durée des tra-vaux, le rôle essentiel étant dévolu :— pour la partie pleine, à la première colonne,— pour la partie crépinée, à une seconde cré-

pine, dite crépine définitive.L a première colonne ne posait de problème

qu'en ce qui concerne le choix d'un liant, suscep-tible de résister à l'agressivité chimique des eauxet des terrains.

Par ailleurs, pour parer aux risques de corro-sion que ferait courir à la crépine définitive toutdénoyage, cette dernière fut spécialement traitéeau « plastali », produit plastique de revêtement àbase de résines vinyliques.

L'inconvénient de ce procédé est sa faible résis-tance aux chocs. Aussi la crépine définitive fut-

62

[j/a colonneFixation des dis parserrage et brassage

Plaque soudde aprèsmise en place dut.t<àle

Fig. 4.

Fixation des câbles01 tête do colonne.

I Fig. 5.

Croquis sehen lu tique de l'anixle «le la slulion C 2.

h~ Pi

S

canin ri'ulimentiitinn

- ÍJ2 planchettes engraphite 80x18x6011-

Canalisation

' • ' • ' .

Petroln/10- 18x611(1 mm

Massif en béton de coke

elle mise en place après le complet achèvement destravaux.

D a n s un m ê m e esprit, les câbles de liaison élec-triques furent choisis en acier galvanisé. D e plus,ils furent imprégnés de bitume en usine.

D'assez longs délais devant séparer la pose destubages de la mise en service des installations deprotection cathodique, on minimisa le plus possibleles risques de corrosion en procédant sur le chan-tier à un sablage énergique suivi d'une phosphati-sation 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 dece matériau est le plus souvent renforcé parun traitement à la paraffine, qui le rendabsolument inattaquable par les electrolytesfroids :

— les anodes consommables, constituées en géné-ral par une importante masse de fer dont ladissolution obéit alors rigoureusement à laloi de Faraday (1 ampère heure dissoutr,O4g de fer): théoriquement une telleanode consomme donc 10 kg de fer parampère et par an, et pratiquement beau-coup plus.

Le problème essentiel étant, ainsi qu'il a déjà

été dit, de réduire au m a x i m u m la résistance deterre de ces anodes, quelqu'en soit le type, on estamené à leur donner un grand développement : ondémontre en effet que la résistance de terre d'unepièce métallique de forme hémisphérique de sur-face S , au contact d'un sol de résistivité ?. est trèsexactement

et de nombreux essais ont établi que cette formulereste valable pour les électrodes plates ouconvexes.

L a résistance dont on affecte ainsi l'électrodeest en réalité une valeur approchée, qui négligela conductivité du sol en dehors de la zone decontact.

L'expérience justifie une telle approximation,mais il sied de se souvenir que la localisation dela résistance de terre intéresse alors un volumede terre iiiijM>rtant. volume que l'on |>ourraitgrossièrement limiter par une surface fictive dis-tante de l'électrode d'une longueur sensiblementégale à la plus grande dimension de celle-ci.

C'est donc la résistivité moyenne de tout cevolume que l'on doit prendre en compte dans l'ex-pression de R .

L'utilisation d'anode de forme ramassée s'avèrede ce fait extrêmement pavante, puisqu'elle permetde ramener '-, donc l\. à clés valeurs minima.

Dans cet esprit, le Laboratoire de Recherche 63

Scientifique a mis :iu point une anode qui pré>enleles 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 spé-cial, long »le 33 ni, haut de î .- ' jm. large de0.50 ni, dans lequel ont été scellées des planchettesen coke de pétrole paraffinées.

Le béton spécial est comi>osë iKUir chaque appli-cation à partir d'un coke à grande conductibilitéet d'un ciment inattaquable ans eaux saumfttres.

D e surcroit, nn dis|>ositif sommaire d'irrigationa été prévu ]Hiur améliorer, si nécessaire, durantla saison sèche, la conductibilité du sol.

Pour la station C 2 , l'anode ainsi construite sesitue à environ 200 m du puits. Elle a une résis-tance de terre d'environ 0,-25 o h m , f valant sensi-blement 800 o h m / c m . C'est là une valeur extrê-mement faible et au'il aurait été fort difficile deréaliser de manière économique avec tout autretype de déversoir.

Le Service disjwsant d'un lot important de railsbon marché, il a été décidé que les autres anodesseraient cei>endant réalisées suivant la formule del'anode consommable. Ces déversoirs, longs d'en-viron 200 m , seront certainement réalisés suivantles concepts classiques :

Photo 4 .

Le redresseur afimsntant l'installation de la station C 2O n distingue les barrettes servant ou réglage de la tension.Sur la chaise, le vcltmèrre électronique servant aux mesuresde potentiel et la pile étalon.

fck&kU\ .

— éléments de rails reliés par soudure,— ]Hise dans un lit de coke avec apport de chlo-

rure.

Les dé|tenses de premier investissement d'uneékrtrode de ce ty¡>e semblent devoir être légère-ment plus faibles, et la connaissance de> résis-tances de terre ainsi obtenues permettra d'établirun parallèle économique fort intéressant entre lesdeux lyjtes d'électrodes.

La source de courant.

Tout générateur de courant continu peut conve-nir, s'il est capabie des débits demandés. Notonsseulement la nécessite de choisir un appareilsurabondant, afin d'éviter tout échauffement anor-mal consécutif à un fonctionnement absolumentininterrompu.

Par ailleurs, l'appareil doit ]X>sséder des g a m m e sde refilasses aussi souples qu'étendues.

Pour la station C J . le choix du projecteur s'estporté sur un redresseur utilisant des cellules ausélénium et fonctionnant sur courant triphasé.

Cet appareil (photo 4)- dont la tension continuepeut varier de 10 à 80 volts, possède un systèmede ventilation forcée. Des sécurités permettent, enoutre, de mettre l'appareil hors tension, en casd'échaurTement anormal des cellules ou d'arrêt duventilateur.

Pour les autres stations, qui ne disposent pasd'une ligne d'énereîe électrique, il est prévu d'uti-liser des groupes électrogènes entraînés par desmoteurs diesel.

L a tension de ces génératrices pourra êtreréglée de deux manières :

— soit par action sur le régulateur de vitesse dumoteur,

— soit par action sur le rhéostat de champ del'inducteur shunt.

Ces groupes (photo 5). au nombre de deux,¡xiurront fonctionner soit isolément, soit ensemble,tous les réglages et les manœuvres se faisant àpartir de l'armoire de c o m m a n d e située à gauchesur la photographie.

Divers.

Les autres parties de l'installation ne présententaucune particularité notable.

L a liirne anodique est une ligne aérienne surtmteaux bois. Pour diminuer les pertes en lignes,le conducteur a une très forte section. Il en estde m ê m e pour la ligne cathodique, constituée d'uncâble sous plomb, qui réunit le jx'tle moins dugénérateur aux différents câbles issus du puits liarl'intermédiaire de barrettes de coimexion> et dereplâtre.

Enfin, pour permettre des contrôles fréquentset aisés, il est envisagé de placer en permanence àl'opiMisé de l'anode par rai »port au nuits une élec-trode de référence au calomel. La liinu' desservant

et leurGrmaire de commande

cette electrode aboutira au droit du redresseur ou

de l'armoire de commande .

Pour implanter cette électrode, il a été néces-

saire 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 pas-

sant 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.

L A MISE E N SERVICEet 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 aété mise en service le 14 janvier 1955. Après plu-sieurs essais, il s'est avéré que l'intensité du traite-

ment optima s'établissait autour de 55 ampères,

confirmant d'ailleurs ainsi les prévisions du L a b o -

ratoire.

D e plus, la résistance globale de l'installation.

Fig. S.

Chute du potc-nt-H en fonction 3u temps après coupure ducourant. ESSGI du 14-3-55 iU = 2üv, I = 5 5 A avantcoupure).

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 néces-

saire 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 :

1415142122

Dates

. 1

. 1

.3

. 12

.3

5555S S.5556

Caractéristiquesdu traitement

Insen-sité

58*551

54A

57A

Voltage

2&26V

25V

25'

Potentieldes

tubages

— 0'52°— O1 S6*— 0*96•—0*96— 0*90

Observations

"Avant mise enservice de ¡l'installation. ;

* Après 12 h defonctionnement.;

Le |Mitenticl indiqué ci-dessus s'entend au m o -

ment précis de la coupure et par rapport à une élec-

trode au calomel décinormale f + 0*334 par rap-

port 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 esttotalement assurée <lé> nui* le ixitenticl atteint desvaleurs égales mi inférieures (avec noire électroderappelons-le t à —o*«jn.

II est d'ailleurs imit à l'ail prnbai'le que l'unpuisse d'ici quelques ipnis diminuer sen>ib!i.-nieiHl'intensité de iraileiiuni. Il ne -einble cependantpa> posible de de>eendre au-de^>' »u> de _'5 ; i

30 auipéi es. 65

Photo 6.

Détermination sur le terrain des lignes de courant en vue de l'implantation à demeured'une électrode de référence.

CONCLUSION

S'il est toujours possible de modifier, a poste-riori, sur le terrain, l'intensité de traitement, saprédétermination précise n'en est pas moins fortimportante.

Le rôle essentiel de l'ingénieur est en effet detrier, parmi toutes les solutions valables, la moinsonéreuse. Dans le cas d'une installation de protec-tion cathodique, c o m m e d'ailleurs pour tout autreouvrage, cette recherche de l'économique se ramèneà 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 depremier investissement, et. en les capitalisant, desfrais d'exploitation ainsi que des charges finan-cières.

Son expression est souvent fort complexe, mais,dans le cas présent, une .simplification importanteintervient, car le coût du générateur est très géné-ralement indépendant de la conception du reste del'installation. K n effet, d'une part les dépensesd'exploitation ne peuvent descendre en dessousd'un certain m i n i m u m correspondant â l'énergiede pnlarisatinn et aux portes Joule dans la résî>-taiiee de terre de la eathiwle. d'autre part, lesconditions de travail du générateur et les possibi-

lités de réglage qui lui sont demandées obligenttoujours à le surdimensionner beaucoup.

Les paramètres indépendants du problème seréduisent donc :

— aux dimensions de l'anode,— aux sections des conducteurs des lignes ano-

dîque et cathodique.

E n effectuant le calcul pour une anode de sec-tion donnée, dont le prix d'établissement est, àpeu de choses près. proj>ortionnel à la longueur,on constate que la « longueur économique » del'anode est proportionnelle à la puissance 4 / 3 del'intensité de traitement (ainsi qu'à la puissance2/3 de la résistivité du sol d'implantation).

D e m ê m e , la section économique de chacune (]e^lignes est directement proportionnelle à cetteintensité.

I-a condition essentielle pour qu'une installationde protection cathodique soit aussi efficace qu'éco-nomique est donc toute dans la predeterminationde cette intensité. Partant, la qualité de cette pre-determination, dans laquelle l'expérience acquisei<>ue un rôle prép"11(léi"-'t"l est, |nmr le maître del'n-uvre, un sûr garant de réussite.

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LA CORROSION ET L'INCRUSTATION DANS LES FORAGES D'EAU

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