Une étude de 2025 sur des soudures circonférentielles de tubes à forte épaisseur de paroi a montré que le contrôle par ultrasons multiéléments atteignait une probabilité de détection de 90% pour une taille de défaut de 6,87 mm, alors que la radiographie sur film exigeait 12,72 mm pour le même taux (Journal of Materials Research and Technology 2025). Cet écart compte sur un réseau américain de 3 300 566 miles de pipelines, qui a enregistré 235 incidents significatifs en 2024 (Congressional Research Service, R44201 2025). La même étude a relevé que le multiéléments génère des faux positifs dans 13,59% des appels, si bien qu’une meilleure détection implique davantage d’excavations et de recontrôles. Le coût d’un défaut non détecté est concret : la soudure circonférentielle à l’origine de la rupture de Keystone de 2022 au Kansas avait passé la radiographie en 2010, et la PHMSA a chiffré le coût total de cette défaillance à 600 793 659 $ (PHMSA Failure Investigation Report 2024). Nous avons agrégé des données de la PHMSA, du Government Accountability Office américain, du Congressional Research Service, de l’European Gas pipeline Incident data Group (EGIG), de Concawe, d’UKOPA et d’études NDT à comité de lecture ; pour le volet professionnel du même son à haute fréquence, consultez nos statistiques sur l’exposition au bruit ultrasonique industriel.
Quelques définitions simples utilisées tout au long du texte. Le contrôle par ultrasons (UT) envoie dans l’acier un son très au-dessus de l’audition humaine et écoute les échos renvoyés par les défauts. Le contrôle par ultrasons multiéléments (PAUT, phased array UT) utilise une sonde dotée de nombreux petits éléments qui orientent et focalisent le faisceau électroniquement, construisant une image plutôt qu’une trace unique. Le TOFD (diffraction du temps de vol, time-of-flight diffraction) mesure le temps des faibles signaux renvoyés par les extrémités d’une fissure pour estimer sa hauteur. Une soudure circonférentielle est la soudure circulaire qui joint bout à bout deux tronçons de tube sur le terrain. La POD (probabilité de détection) est la probabilité qu’un contrôle trouve un défaut d’une taille donnée, et l’inspection en ligne (ILI) désigne un dispositif équipé de capteurs, surnommé « pig intelligent », qui se déplace à l’intérieur du tube avec l’écoulement du produit.
TL;DR
- Le PAUT a atteint 90% de POD à 6,87 mm sur des soudures circonférentielles à forte épaisseur de paroi, contre 12,72 mm pour la radiographie (Journal of Materials Research and Technology 2025).
- Les faux positifs du multiéléments se sont établis à 13,59%, contre 0,58% pour la radiographie sur les mêmes soudures (Journal of Materials Research and Technology 2025).
- Six systèmes de contrôle par ultrasons automatisé (AUT) ont trouvé des hauteurs de défaut de 2 à 4 mm à 90% de POD avec 95% de confiance (Edison Welding Institute pour la PHMSA 2011).
- Les États-Unis ont enregistré 235 incidents significatifs de pipelines en 2024, en dessous de la moyenne de 265 par an sur 2014-2024 (CRS R44201 2025).
- La corrosion a causé plus de 25% des incidents de pipelines déclarés aux États-Unis en 2024, contre une part historique d’environ 18% (AMPP US Pipeline Industry 2026).
- Une défaillance d’équipement ou de matériau a causé 43% des incidents significatifs de transport de gaz terrestre de 2010 à 2022 (GAO-24-106690, 2024).
- Les défauts de soudure circonférentielle ont causé 39 des 207 incidents de perte de produit du réseau terrestre britannique depuis 1962, soit 18,8% (UKOPA Product Loss Report 2024).
- La fréquence de défaillance du transport de gaz européen est tombée à 0,101 incident pour 1 000 km-années en 2018-2022, contre 0,277 sur 1970-2022 (12th EGIG Report 2024).
- Les outils d’inspection en ligne ont couvert 26% de la longueur des oléoducs de transport terrestre européens en 2023 (Concawe Report 8/25, 2025).
- Le programme de recherche de la PHMSA sur la sécurité des pipelines compte 35 technologies commercialisées depuis 2002 (PHMSA FY 2021-2022 R&D Report to Congress, 2024).
1. Taille du réseau américain et nombre d’incidents
Le chiffre principal a reculé, mais le dénominateur continue de croître. Les États-Unis ont enregistré 235 incidents significatifs de pipelines en 2024, contre une moyenne annuelle de 265 sur 2014-2024 (CRS R44201 2025), tandis que le kilométrage réglementé au niveau fédéral a augmenté d’environ 8% à peu près sur la même période. Moins d’incidents sur davantage de tubes est un vrai progrès, mais le décompte des défenseurs de la sécurité ci-dessous montre pourquoi personne dans le secteur de l’intégrité ne considère la tendance comme acquise.
« Significatif » est une catégorie de la PHMSA, pas un adjectif employé à la légère : elle couvre les incidents avec un décès ou une blessure nécessitant une hospitalisation, les grands rejets, ou des coûts totaux de 50 000 $ ou plus en dollars de 1984, entre autres critères. « Grave » est le sous-ensemble plus étroit comprenant un décès ou une hospitalisation. Mélanger les deux définitions est un moyen facile de mal interpréter les titres sur la sécurité des pipelines. Le contexte complet figure dans le rapport du Congressional Research Service sur le programme fédéral de sécurité des pipelines.
| Métrique | Valeur | Source |
|---|---|---|
| Longueur totale des pipelines américains, tous systèmes réglementés (données 2023) | 3 300 566 miles, dont 298 851 de transport de gaz, 225 637 de transport de liquides dangereux et 2 350 258 de conduites principales et branchements de distribution de gaz | CRS R44201, 2025 (données PHMSA) |
| Incidents significatifs en 2024 et moyenne annuelle 2014-2024 ; incidents graves (décès ou blessure nécessitant une hospitalisation) en 2024 | 235 contre une moyenne de 265 par an ; 25 incidents graves en 2024 (moyenne 2014-2024 : 26 incidents, 11 décès et 48 blessés par an) | CRS R44201, 2025 |
| Incidents à déclarer entre les auditions de la Chambre du 18 janvier 2024 et du 22 juillet 2025 | 881, dont plus de 400 significatifs (un incident significatif tous les 1,32 jours en moyenne) | Témoignage du Pipeline Safety Trust devant House Energy and Commerce, 2025 |
| Personnes tuées et blessées au point d’être hospitalisées sur la même période | 18 morts, 45 blessés | Témoignage du Pipeline Safety Trust, 2025 |
| Coût des incidents de pipelines déclarés par les exploitants sur les 10 dernières années | Plus de 6 milliards de $ | Témoignage du Pipeline Safety Trust, 2025 |
| Incidents de toute nature déclarés à la PHMSA par an | Entre 600 et 700 | Rapport AMPP US Pipeline Industry 2026 |
| Incidents significatifs de transport de gaz terrestre, moyenne annuelle 2010-2022 | 61 par an | GAO-24-106690, 2024 |
Note de contexte : le Pipeline Safety Trust est un groupe de plaidoyer, et son chiffre de 881 incidents est un décompte de déclarations à la PHMSA sur une fenêtre de 18 mois entre deux auditions, et non un total sur une année civile. Son témoignage de juillet 2025 qualifie aussi 2023 et 2024 de période de deux ans la plus meurtrière pour les pipelines depuis plus d’une décennie.
2. Ce qui fait défaillir les pipelines : corrosion, défauts de matériau et de soudure
Ces parts répondent à la question qui compte pour la planification des contrôles : quelles menaces une onde sonore peut-elle réellement détecter ? Une défaillance d’équipement ou de matériau a causé 43% des incidents significatifs de transport de gaz terrestre de 2010 à 2022, contre 16% pour la corrosion (GAO-24-106690, 2024). La corrosion, que les outils ultrasonores d’épaisseur de paroi mesurent directement, est maintenant en hausse : l’AMPP indique qu’elle est passée à plus de 25% des incidents américains en 2024. Les défauts de soudure et de matériau, cibles du multiéléments et des outils de détection de fissures, restent une part tenace sur tous les continents.
Les chiffres britanniques sont le signal le plus clair pour le contrôle des soudures circonférentielles. Les défauts de soudure circonférentielle ont causé presque autant de pertes de produit au Royaume-Uni que la corrosion externe en six décennies, ce qui explique le poids du contrôle des soudures en phase de construction dans les codes de pipelines.
| Métrique | Valeur | Source |
|---|---|---|
| Part de la corrosion dans les incidents de pipelines déclarés aux États-Unis, 2024 et part historique | Plus de 25% en 2024 contre environ 18% historiquement | Rapport AMPP US Pipeline Industry 2026 (données PHMSA) |
| Part des incidents significatifs de transport de gaz terrestre, 2010-2022 : défaillance d’équipement ou de matériau et défaillance par corrosion | 43% contre 16% | GAO-24-106690, 2024 |
| Principales causes des incidents significatifs de transport de gaz dans les zones à conséquences élevées (zones où une défaillance ferait le plus de dégâts aux personnes ou aux biens) | Défaillance d’équipement ou de matériau environ 37% ; dommages dus aux fouilles environ 19% | GAO-24-106690, 2024 |
| Part des défauts de soudure circonférentielle dans les incidents de perte de produit du réseau terrestre britannique, 1962-2022 | 39 incidents sur 207 (18,8%) | UKOPA Product Loss Report 1962-2022, 2024 |
| Parts de l’agression externe et de la corrosion externe dans les mêmes incidents britanniques | 44 incidents (21,3%) et 42 incidents (20,3%) | UKOPA Product Loss Report 1962-2022, 2024 |
| Part des défaillances mécaniques dans les déversements des oléoducs européens depuis 1971 (tous déversements / hors vol) | 142 déversements : 18% / 28% ; dont 54 défauts de construction et 88 défauts de conception ou de matériaux | Concawe Report 8/25, 2025 |
| Parts des causes des incidents de transport de gaz européen, 2013-2022 | Corrosion 25,7%, agression externe 22,8%, mouvement de terrain 19,3%, défauts de construction 17,5% | 12th EGIG Report, 2024 |
Note de contexte : les chiffres de l’AMPP proviennent du rapport de mars 2026 de l’association, « US Pipeline Industry 2026: Leading Failures, New Technologies, and Future Outlook », tel que résumé par World Pipelines ; le rapport complet est derrière la vérification du site de l’AMPP. Les catégories de causes du GAO regroupent les défaillances d’équipement et de matériau, si bien que son chiffre de 43% ne concerne pas uniquement les soudures.
3. Références européennes : fréquence de défaillance pour 1 000 km-années
L’Europe publie les taux de défaillance à long terme les plus propres, mesurés en km-années : un kilomètre de pipeline en service pendant un an. La fréquence de défaillance du transport de gaz européen est tombée à 0,101 incident pour 1 000 km-années en 2018-2022, soit environ 36% de la moyenne de 0,277 depuis 1970 (12th EGIG Report, 2024). L’EGIG range l’inspection en ligne parmi les technologies à l’origine de cette baisse, et le taux de défauts de construction et de défaillance de matériau a reculé dans une proportion similaire, de 0,046 à 0,016.
La corrosion fait exception. Sa fréquence sur cinq ans a cessé de baisser et, selon les termes de l’EGIG, s’est stabilisée entre 0,030 et 0,040 pour 1 000 km-années, ce qui rejoint l’alerte de l’AMPP sur les États-Unis dans la section 2.
| Métrique | Valeur | Source |
|---|---|---|
| Incidents du transport de gaz européen et exposition, 1970-2022 | 1 463 incidents sur 5,29 millions de km-années | 12th EGIG Report, 2024 |
| Fréquence de défaillance EGIG : période entière, 10 dernières années et 5 dernières années | 0,277 (1970-2022), 0,118 (2013-2022) et 0,101 (2018-2022) pour 1 000 km-années | 12th EGIG Report, 2024 |
| Fréquence de défaillance EGIG par cause, 1970-2022 et 2018-2022 : défauts de construction et défaillance de matériau ; corrosion | 0,046 contre 0,016 ; 0,049 contre 0,035 pour 1 000 km-années | 12th EGIG Report, 2024 |
| Fréquence de défaillance des pipelines terrestres britanniques : 1962-2022, 20 dernières années et 5 dernières années | 0,194, 0,074 et 0,042 incident pour 1 000 km-années (réseau de 23 577 km fin 2022) | UKOPA Product Loss Report 1962-2022, 2024 |
| Taux de déversement des oléoducs européens : moyenne mobile à long terme et milieu des années 1970 ; déversements en 2023 | 0,41 contre environ 1,1 déversement pour 1 000 km par an ; 8 déversements en 2023, dont 6 dus au vol et 2 à la corrosion (0,06 pour 1 000 km hors vol) | Concawe Report 8/25, 2025 |
Note de contexte : l’EGIG couvre les lignes de transport de gaz exploitées par ses opérateurs membres (environ 150 000 km de pipelines recensés chaque année), UKOPA couvre les pipelines de transport terrestres britanniques et Concawe couvre les oléoducs de transport terrestre. Les trois ne sont comparables ni entre eux ni directement avec la catégorie « significatif » de la PHMSA de la section 1. Données les plus récentes disponibles : EGIG et UKOPA jusqu’en 2022, Concawe jusqu’en 2023.
4. Couverture de l’inspection en ligne et limites des outils
L’inspection en ligne est la manière d’examiner à grande échelle les tubes enterrés. Les outils ILI ultrasonores mesurent soit l’épaisseur de paroi restante, soit émettent des impulsions sonores inclinées pour trouver des fissures ; les outils à fuite de flux magnétique (MFL) détectent la perte de métal à travers les perturbations d’un champ magnétique. Sur les oléoducs de transport terrestre européens, les outils ILI ont couvert une longueur unique de 8 260 km en 2023, soit 26% du réseau, contre environ 12% par an au milieu des années 1990 (Concawe Report 8/25, 2025). Les outils de fissures restent minoritaires parmi les passages, avec une fraction seulement du kilométrage couvert par les outils de perte de métal.
Couverture ne veut pas dire détection. Un outil est conçu pour une orientation de défaut et une plage de tailles, et le cas Keystone montre l’écart : deux technologies ILI différentes sont passées sur la soudure qui a ensuite cédé. Le dimensionnement en profondeur est un point faible connu des outils ultrasonores de fissures, car l’amplitude de l’écho utilisée pour estimer la profondeur sature au-delà d’une profondeur de fissure qui dépend de la sonde, comme l’ont expliqué Willems et ses coauteurs à la Pipeline Technology Conference 2017 (données les plus récentes disponibles : 2017).
| Métrique | Valeur | Source |
|---|---|---|
| Longueur ILI parcourue sur les oléoducs de transport terrestre européens en 2023, tous types d’outils | 14 204 km sur 113 tronçons, dont 6 363 km avec des outils de perte de métal et 3 231 km avec des outils de détection de fissures (31 tronçons) | Concawe Report 8/25, 2025 |
| Part de la longueur du réseau inspectée au moins une fois en 2023 et moyenne sur 10 ans | 26% (8 260 km de longueur unique) contre 22% | Concawe Report 8/25, 2025 |
| Tronçons d’oléoducs européens inspectés au moins une fois sur les 10 dernières années | 442 des 615 tronçons actifs (72%), couvrant 86% de la longueur étudiée | Concawe Report 8/25, 2025 |
| Soudure circonférentielle de Keystone, passage ILI MFL de novembre 2018 avec capacité de détection des soudures circonférentielles | N’a pas détecté la fissure, qui existait probablement mais se situait sous la capacité de l’outil | PHMSA Failure Investigation Report, TC Oil Washington KS, 2024 |
| Soudure circonférentielle de Keystone, passage ILI ultrasonore de fissures axiales de septembre 2020 | Ne l’a pas détectée ; outil non conçu pour les fissures dans les soudures circonférentielles | PHMSA Failure Investigation Report, 2024 |
| Outil ultrasonore de fissures passé deux années consécutives dans le cadre de la validation sur le terrain de niveau 2 de l’API 1163 (norme sectorielle de qualification des systèmes ILI) | POD constamment fiable, précision en profondeur douteuse (défauts sous-estimés) ; l’outil n’a pas respecté sa spécification publiée | Guajardo et Urrea (NDT Global), résumé de communication IPC2026 |
| Outil de fissures circonférentielles, 814 km de tube de 12 pouces (affirmation du fournisseur lui-même) | POD supérieure à 95% ; 99,5% des défauts identifiés dans une tolérance de profondeur de plus ou moins 1 mm à 90% de confiance | Étude de cas NDT Global (affirmation du fournisseur) |
Note de contexte : les deux dernières lignes proviennent du personnel et du marketing d’un fournisseur d’ILI et sont présentées pour illustrer la manière dont la performance des outils est spécifiée, et non comme des statistiques sectorielles. Le résumé IPC2026 est remarquable précisément parce qu’un fournisseur y déclare que son propre outil n’a pas respecté sa spécification. Pour un regard parallèle sur la détection par le son dans un autre milieu, consultez nos statistiques sur l’acoustique sous-marine et le sonar océanique.
5. Contrôle des soudures circonférentielles : PAUT contre radiographie
Les études au niveau de la soudure expliquent pourquoi les constructeurs de pipelines passent du film au son, et pourquoi ce passage n’est pas terminé. Sur des soudures circonférentielles de tubes épais en acier à 9% de Ni, le PAUT a atteint 90% de POD à 6,87 mm contre 12,72 mm pour la radiographie, mais son taux de faux positifs était de 13,59% contre 0,58% (Journal of Materials Research and Technology 2025). Le multiéléments était meilleur sur les défauts plans tels que le manque de fusion (lorsque le métal d’apport ne se lie pas à la paroi du tube), tandis que la radiographie faisait mieux sur les défauts volumiques tels que le manque de pénétration, et les auteurs concluent que remplacer la radiographie dans les assemblages critiques de forte épaisseur reste un défi.
Deux précisions de notation pour le tableau. « a90/95 » est la taille de défaut détectée 90% du temps avec un niveau de confiance statistique de 95% ; « a80 » est la taille détectée 80% du temps. La RMSE (erreur quadratique moyenne) est l’erreur typique de dimensionnement, en millimètres, entre ce que le contrôleur a rapporté et la taille réelle du défaut. La ligne Keystone montre la conséquence sur le terrain : la radiographie a validé une soudure dont les manques de fusion étaient parallèles à la paroi du tube, et le multiéléments ne les a trouvés qu’après la rupture (PHMSA Failure Investigation Report 2024).
| Métrique | Valeur | Source |
|---|---|---|
| Soudures circonférentielles de tubes en acier à 9% de Ni, PAUT et radiographie : taille de défaut à 90% de POD ; taux de faux positifs | 6,87 mm contre 12,72 mm ; 13,59% contre 0,58% | Payao Filho et al., Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| Hauteur de défaut détectée à a90/95 par six systèmes de contrôle par ultrasons automatisé (AUT) | 2 à 4 mm | Edison Welding Institute pour la PHMSA, 2011 |
| Essai interlaboratoires (round robin) en multiéléments (comparaison où plusieurs équipes contrôlent les mêmes échantillons) sur 30 éprouvettes de soudures de tubes comportant 109 défauts artificiels (6 équipes) : taille de défaut à 80% de POD, tous défauts et défauts plans | 6,93 mm contre 5,15 mm | Applied Sciences, PAUT à la place de la RT pour les soudures de tubes, 2022 |
| Même essai interlaboratoires : taille de défaut à 80% de POD en acier au carbone et en soudures de métaux dissemblables ; RMSE globale de dimensionnement | 4,53 mm contre 11,58 mm ; RMSE d’environ 5,8 mm contre un critère de 19 mm de l’ASME Section XI | Applied Sciences, 2022 |
| Essai interlaboratoires en multiéléments sur 12 fissures de fatigue thermique dans 5 soudures de tubes en acier au carbone (3 équipes) : a80 en longueur et en profondeur ; RMSE de dimensionnement | a80 de 4,21 mm (longueur) et 1,41 mm (profondeur) ; RMSE de 5,65 mm (longueur) et 1,69 mm (profondeur) | Materials, étude de fiabilité du PAUT par essai interlaboratoires, 2023 |
| Défauts noyés dans trois plaques soudées détectés en multiéléments et en radiographie sur film ; espacement minimal pour que le multiéléments sépare les indications | 19 sur 19 contre 19 sur 19 ; environ 15 mm | Herceg et al., Materials 2023 |
| Soudure circonférentielle défaillante de Keystone : radiographie en novembre 2010 et PAUT après la rupture de décembre 2022 | La radiographie a validé la soudure ; le multiéléments a identifié les manques de fusion | PHMSA Failure Investigation Report, 2024 |
Note de contexte : l’essai interlaboratoires de 2022 sur les soudures de tubes (données les plus récentes disponibles : 2022) a montré que le multiéléments était nettement meilleur que la radiographie sur les défauts plans, alors que la radiographie a trouvé tous les défauts volumiques et que le multiéléments en a manqué un dans une soudure de métaux dissemblables. L’essai interlaboratoires de 2023 sur la fatigue thermique rapporte un a80/90 en longueur d’environ 6,6 mm, juste au-dessus de sa longueur d’acceptation de 6,4 mm, si bien que la variation d’une équipe à l’autre décide encore de la qualification d’une procédure. L’évaluation de l’AUT financée par la PHMSA date de 2011 (données les plus récentes disponibles : 2011), et l’étude de Herceg sur plaques (données les plus récentes disponibles : 2023) a utilisé des défauts artificiels dans des plaques, et non dans des tubes. Une étude de la US Nuclear Regulatory Commission réalisée par le PNNL (NUREG/CR-7204, 2015) a abouti au même partage qualitatif pour les tuyauteries en acier au carbone : le multiéléments détecte tous les défauts volumiques sauf les très petits et est bien plus performant que la radiographie sur les défauts plans. Pour les risques d’exposition propres au métier de soudeur, consultez nos statistiques sur le bruit du soudage et du sablage en chantier naval.
6. Réglementation, supervision et financement de la recherche
Les règles fixent le plancher de contrôle, et les règles américaines récentes l’ont fortement relevé. La règle de 2019 sur le transport de gaz a ajouté environ 24 000 miles d’évaluation d’intégrité obligatoire, une hausse de 115% à près de 46 000 miles (GAO-24-106690, 2024), principalement en étendant les évaluations au-delà des zones à conséquences élevées vers des zones à conséquences modérées nouvellement définies. Côté liquides, la règle de 2019 sur les liquides dangereux pousse les exploitants vers des tubes capables d’accueillir des outils ILI.
La capacité de supervision est le facteur limitant. Un effectif fédéral d’inspection de 113 personnes pour plus de trois millions de miles s’appuie fortement sur les inspecteurs des États et sur les programmes d’intégrité des exploitants, et le budget de recherche de la PHMSA, d’environ 13,7 millions de $ pour l’exercice 2022 selon le rapport R&D de la PHMSA au Congrès, est faible à côté du coût d’une seule rupture majeure.
| Métrique | Valeur | Source |
|---|---|---|
| Intervalle d’évaluation d’intégrité des tronçons terrestres de liquides dangereux piggables hors zones à conséquences élevées (« piggable » signifie qu’un outil ILI peut y passer) | Au moins une fois tous les 10 ans | PHMSA 2019 Hazardous Liquid Rule, présentation générale |
| Échéance pour que les lignes de liquides dangereux situées dans des zones à conséquences élevées, ou les affectant, puissent accueillir des outils ILI | Sous 20 ans, sauf si la construction ne peut pas être modifiée ; règle en vigueur au 1er juillet 2020 | PHMSA 2019 Hazardous Liquid Rule, présentation générale |
| Effectif du Federal Office of Pipeline Safety (14 février 2025) et inspecteurs de pipelines des États (2024) | 326 ETP, dont 113 inspecteurs et 12 enquêteurs d’accidents ; 444 inspecteurs des États | CRS R44201, 2025 |
| Application de la réglementation sur les pipelines par la PHMSA, 2020-2024 | 1 081 mesures coercitives ; environ 44 millions de $ de sanctions civiles proposées | CRS R44201, 2025 |
| Projets de R&D de la PHMSA sur la sécurité des pipelines et financement de la PHMSA, exercice 2021 et exercice 2022 | 17 projets (12 169 481 $) contre 23 projets (13 696 428 $) | PHMSA FY 2021-2022 R&D Report to Congress, 2024 |
| Technologies commercialisées à partir du programme de recherche de la PHMSA depuis 2002 | 35 | PHMSA FY 2021-2022 R&D Report to Congress, 2024 |
| Périmètre du bulletin d’alerte ADB-10-03 de la PHMSA sur la qualité des soudures circonférentielles des nouveaux tubes de grand diamètre | Tubes de 20 pouces ou plus, nuance X70 et supérieure, construits en 2008 et 2009 ; ruptures bien en dessous de 72% de la limite d’élasticité minimale spécifiée | PHMSA ADB-10-03, Federal Register 2010 |
Note de contexte : l’ADB-10-03 (données les plus récentes disponibles : 2010) fait suite à des ruptures de soudures circonférentielles lors d’essais hydrostatiques et en début d’exploitation sur plusieurs pipelines nouvellement construits ; il ne donne aucun nombre de défaillances, seulement « plusieurs projets récents ». Le rapport de recherche de la PHMSA donne un total de quatre programmes de 28 010 135 $ qui ne concorde pas avec ses deux chiffres annuels (voir Note sur les données).
Résumé : Détection des défauts de pipelines par ultrasons en chiffres
| Métrique | Valeur | Source |
|---|---|---|
| Taille de défaut à 90% de POD sur des soudures circonférentielles de forte épaisseur : PAUT contre radiographie | 6,87 mm contre 12,72 mm | Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| Taux de faux positifs : PAUT contre radiographie | 13,59% contre 0,58% | Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| Hauteur de défaut a90/95, six systèmes AUT | 2 à 4 mm | Edison Welding Institute pour la PHMSA, 2011 |
| Fissures de fatigue thermique dans des soudures de tubes : a80 en profondeur au multiéléments | 1,41 mm | Materials, étude PAUT par essai interlaboratoires, 2023 |
| Essai interlaboratoires sur soudures de tubes : taille de défaut à 80% de POD, acier au carbone contre métaux dissemblables | 4,53 mm contre 11,58 mm | Applied Sciences, 2022 |
| Incidents significatifs de pipelines aux États-Unis, 2024 et moyenne 2014-2024 | 235 contre 265 par an | CRS R44201, 2025 |
| Incidents à déclarer aux États-Unis, janvier 2024 à juillet 2025 | 881 (plus de 400 significatifs) | Témoignage du Pipeline Safety Trust, 2025 |
| Personnes tuées et hospitalisées par des incidents de pipelines aux États-Unis, janvier 2024 à juillet 2025 | 18 morts, 45 blessés | Témoignage du Pipeline Safety Trust, 2025 |
| Part de la corrosion dans les incidents américains, 2024 et part historique | Plus de 25% contre environ 18% | Rapport AMPP US Pipeline Industry 2026 |
| Part des défaillances d’équipement ou de matériau, incidents significatifs de transport de gaz 2010-2022 | 43% | GAO-24-106690, 2024 |
| Part des défauts de soudure circonférentielle dans les incidents de perte de produit britanniques, 1962-2022 | 18,8% (39 sur 207) | UKOPA Product Loss Report, 2024 |
| Fréquence de défaillance du transport de gaz européen, 2018-2022 et 1970-2022 | 0,101 contre 0,277 pour 1 000 km-années | 12th EGIG Report, 2024 |
| Fréquence EGIG des défauts de construction et défaillances de matériau, 2018-2022 | 0,016 pour 1 000 km-années | 12th EGIG Report, 2024 |
| Fréquence de défaillance des pipelines terrestres britanniques, 5 dernières années | 0,042 pour 1 000 km-années | UKOPA Product Loss Report, 2024 |
| Part de la longueur des oléoducs européens inspectée par des outils ILI en 2023 | 26% (8 260 km) | Concawe Report 8/25, 2025 |
| Rupture de Keystone en 2022 : rejet estimé et coût total | 12 937 barils ; 600 793 659 $ | PHMSA Failure Investigation Report, 2024 |
| Intervalle d’évaluation d’intégrité des lignes de liquides dangereux piggables hors zones à conséquences élevées | Au moins une fois tous les 10 ans | PHMSA 2019 Hazardous Liquid Rule, présentation générale |
| Technologies commercialisées par la recherche de la PHMSA depuis 2002 | 35 | PHMSA FY 2021-2022 R&D Report to Congress, 2024 |
Méthodologie et sources
Nous avons lu chaque document primaire directement en octobre 2026 et n’avons retenu que les chiffres qui y figurent. Les pourcentages ont été vérifiés par rapport à leurs numérateurs et dénominateurs lorsque la source donnait les deux.
- Payao Filho et al., Probability of detection of discontinuities in 9% Ni steel pipe girth welded joints: comparison between phased array ultrasonic and radiographic testing, Journal of Materials Research and Technology, 2025
- Reliability Analysis of PAUT Based on the Round-Robin Test for Pipe Welds with Thermal Fatigue Cracks, Materials, 2023
- Reliability Assessment of PAUT Technique in Lieu of RT for Tube Welds in Thermal Power Plant Facilities, Applied Sciences, 2022
- Herceg et al., Comparison of Ultrasonic Phased Array and Film Radiography in Detection of Artificially Embedded Defects in Welded Plates, Materials, 2023
- Edison Welding Institute pour la PHMSA, Advanced Technologies and Methodology for Automated Ultrasonic Testing Systems Quantification, 2011
- PNNL pour la NRC américaine, NUREG/CR-7204, Applying Ultrasonic Testing in Lieu of Radiography for Volumetric Examination of Carbon Steel Piping, 2015
- Congressional Research Service, DOT’s Federal Pipeline Safety Program: Background and Issues for Congress, R44201, mai 2025
- GAO américain, Gas Pipeline Safety: Better Data and Planning Would Improve Implementation of Regulatory Changes, GAO-24-106690, avril 2024
- PHMSA Failure Investigation Report, TC Oil Pipeline Operations, Washington County, Kansas, rupture du 7 décembre 2022 (publié en 2024)
- PHMSA, Safety of Hazardous Liquid Pipelines Final Rule (2019), présentation générale
- PHMSA, FY 2021-2022 Pipeline Safety R&D Update Report to Congress, décembre 2024
- PHMSA Advisory Bulletin ADB-10-03, Girth Weld Quality Issues, Federal Register, 24 mars 2010
- Pipeline Safety Trust, témoignage de Bill Caram devant la House Energy and Commerce Subcommittee on Energy, 22 juillet 2025
- AMPP, US Pipeline Industry 2026: Leading Failures, New Technologies, and Future Outlook, mars 2026, tel que rapporté par World Pipelines
- EGIG, 12th Report of the European Gas pipeline Incident data Group, décembre 2024
- UKOPA, Pipeline Product Loss Incidents and Faults Report 1962-2022, UKOPA/RP/24/001, novembre 2024
- Concawe, Performance of European cross-country oil pipelines: statistical summary of reported spillages in 2023 and since 1971, Report 8/25, juillet 2025
- Willems, Guajardo et Kopp, Sizing Crack Indications from Ultrasonic ILI: Challenges and Options, Pipeline Technology Conference 2017
- Guajardo et Urrea (NDT Global), étude de cas de validation API 1163 pour un outil ultrasonore de fissures, résumé IPC2026
- NDT Global, étude de cas sur la vérification des menaces émergentes de fissuration des pipelines par la technologie ultrasonore (document du fournisseur)
- Note sur les données : les tableaux de bord de tendance des incidents sur 20 ans de la PHMSA n’ont pas pu être lus directement, si bien que les chiffres américains proviennent du CRS, du GAO et du Pipeline Safety Trust, qui citent chacun des données de la PHMSA selon des fenêtres et des définitions différentes (graves, significatifs, tous incidents à déclarer). Aucun chiffre national américain public et lisible sur les miles inspectés par ILI en 2024 ou 2025 n’était disponible ; les exploitants le déclarent sur les formulaires de rapport annuel de la PHMSA, mais aucun total n’a été trouvé. Nous n’avons trouvé aucune étude publique de 2023-2026 donnant des chiffres de POD spécifiques au TOFD pour les soudures circonférentielles de pipelines, si bien que le TOFD est défini mais pas quantifié ici. La part de la corrosion de l’AMPP est tirée de la presse spécialisée car la page du rapport n’était pas lisible. Incohérences entre sources : Concawe donne le réseau actif de 2023 à la fois à 32 327 km et à 32 367 km, et la moyenne ILI sur 10 ans à la fois à 22% et à 21% ; UKOPA donne le réseau de 2022 à 23 577 km dans le texte et à 23 574 km dans son tableau ; le rapport Keystone indique 12 937 barils rejetés dans une section et 12 973 barils récupérés, éliminés ou évaporés dans une autre ; le rapport de R&D de la PHMSA donne un total de quatre programmes de 28 010 135 $ qui ne correspond pas à ses chiffres des exercices 2021 et 2022 (25 865 909 $ cumulés) ; l’étude de 2022 sur les soudures de tubes donne la POD à 80% pour les défauts volumiques à 6,55 mm dans ses résultats et à 6,57 mm dans ses conclusions ; et l’étude de cas NDT Global écrit sa tolérance 1 mm (0,4 in), alors que 1 mm vaut environ 0,04 in. L’étude de soudures JMRT 2025 a utilisé des discontinuités artificielles dans de l’acier à 9% de Ni soudé avec un métal d’apport en alliage de nickel, si bien que ses chiffres ne se transposent pas forcément aux tubes de ligne en acier au carbone. Nouvelles données attendues prochainement : le 13e rapport EGIG, le rapport Concawe sur les déversements de 2024, le prochain rapport UKOPA sur les pertes de produit couvrant 2023, et les données d’incidents et de rapport annuel 2025 de la PHMSA.
Dernière mise à jour : 25 octobre 2026. Nous actualisons ce tour d’horizon chaque trimestre, et la prochaine révision est attendue lorsque Concawe publiera sa synthèse statistique des déversements d’oléoducs européens en 2024.