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  1. 1. 1 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 2 | PERSPECTIVES DE LA DIRECTION Se préparer à une rentabilité plus élevée 4 | PERSPECTIVE MONDIALE Commentaires d’industriels du monde entier 6 | ZOOM SUR LA TECHNOLOGIE Changer notre mode de pensée sur les débits/pressions faibles 8 | IMPORTANCE DE LA SÉCURITÉ Imagination en matière de sécurité, inquiétude chronique et histoires vécues 10 | PERSPECTIVES FUTURES Renforcer la conformité à la réglementation de manière économique 12 | RAPPORT SUR LE MARCHÉ Le succès du schiste dans un environnement de prix bas 20 | POINTS DE CONTACT Événements, articles et conférences concernant les pipelines 28 | EN CHIFFRES Quatre étapes pour combattre les menaces qui pèsent sur l’intégrité des pipelines 14 | Corrosion : la menace omniprésente Alors que les autres secteurs industriels commencent à affronter la menace implacable et les coûts croissants qu’engendre la corrosion, l’industrie des pipelines est déjà aux avant-postes pour traiter résolument ce problème. 22 | Prévenir les catastrophes Les avancées dans le domaine des technologies d’isolation non intrusive, lors de la pose de canalisations ou pour la protection des plates-formes, aide les exploitants offshore à réduire les risques et limiter les incidents. S E C T I O N S RÉDACTEUR EN CHEF Jim Myers Morgan DIRECTEUR DE LA RÉDACTION Waylon Summers DIRECTEUR ARTISTIQUE Joe Antonacci PRODUCTION CONCEPTUELLE Kat Eaton, Mullerhaus.net PRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward Mankin PHOTOGRAPHIES Adam Murphy, CorrView ILLUSTRATION Invisible Element T.D. Williamson Amérique du Nord et du Sud +1 918 447 5000 Europe/Afrique/Moyen-Orient +32 67 28 3611 Asie-Pacifique +65 6364 8520 Services Offshore +47 5144 3240 www.tdwilliamson.com Désirez-vous partager votre point de vue sur le contenu de notre magazine ? Envoyez-nous un e-mail : Innovations@tdwilliamson.com V O L . V I I , N °   3 • 2 0 1 5 Le magazine Innovations™ est une publication trimestrielle de T.D. Williamson. ®Marque déposée de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et dans d’autres pays. ™ Marque commerciale de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et dans d’autres pays. © Copyright 2015. Tous droits réservés par T.D. Williamson, Inc. Toute reproduction totale ou partielle sans autorisation est interdite. Imprimé aux États-Unis d’Amérique. 14 10 22 28 EN CHIFFRES 4 étapes pour INTÉGRITÉ DES PIPELINES : UNE VISION GLOBALE Les exploitants de pipelines font face au défi permanent de livrer de l’énergie partout dans le monde de la manière la plus sûre et la plus économique qui soit. Ils luttent contre les infrastructures vieillissantes, les conditions climatiques et les contraintes économiques, ils s’adaptent à une réglementation toujours plus sévère et ils s’engagent avec les communautés pour acquérir une légitimité sociale. Heureusement, les avancées continues dans la détection des menaces sur les pipelines, comme les plates-formes à données multiples, sont là pour les assister. Suivez les étapes 1 à 4 pour comprendre comment. DÉTECTER Lorsqu’une plate-forme MDS est en fonctionnement, les dommages mécaniques (c.-à-d., causés par des tiers) sont détectés par un grand nombre de technologies intégrées. CARACTÉRISER Chaque technologie de la plate-forme MDS fournit un type spécifique d’informations sur les dommages et permet de caractériser totalement la menace. PRIORISER/LIMITER Avec un rapport final d’intégrité édité presque immédiatement après l’inspection, l’exploitant de pipelines est en mesure de : RAPPORT Lorsqu’elles sont évaluées avec précision par un logiciel spécialisé et des analystes, les données MDS, qui se recoupent, aident à déterminer les caractéristiques exactes et la gravité de l’ensemble des menaces qui interagissent – une bosse qui s’arrondit davantage avec des indications de gougeage et de fissuration. Perte de métal, arrondissement plus important, recyclage, longueur et profondeur de bosses, évaluation des contraintes et de la gravité. • Évaluer les besoins les plus critiques du pipeline • Prioriser les actions d’entretien/ de réparation en fonction des nécessités • Minimiser les coûts en évitant les excavations non nécessaires • Garantir une exploitation en toute sécurité pour ses employés et la communauté LES PLATES-FORMES À DONNÉES MULTIPLES (MDS) peuvent fournir aux exploitants de pipelines une vision globale de l’intégrité de leurs conduites grâce à un seul outil, sur lequel est activé un ensemble évolutif de techniques d’inspection qui se recoupent, et ce de manière simultanée. LE RÉSULTAT : une détection efficace des menaces et une caractérisation avancée. Localise l’anomalie par rapport à l’axe de la conduite. CARTOGRAPHIE XYZ DÉFORMATION PERTE DE FLUX MAGNÉTIQUE SOUS FAIBLE CHAMP Définit l’anomalie comme une bosse. Identifie l’arrondissement plus important (ou le rebond) d’une bosse. Reconnaît la perte de métal volumétrique dans la bosse. PERTE DE FLUX MAGNÉTIQUE HAUTE RÉSOLUTION Perte de flux magnétique SpirALL® Identifie la perte de métal orientée axialement ou le gougeage dans la bosse. SMFL LFM MFL DEF XYZ 28 2 3 4 28 1 29 combattre les menaces qui pèsent sur l’intégrité des pipelines N O R T H A M E R I C A N PIPELINEC O N G R E S S C H I C A G O pipelinecongress.com RÈGLE DE CHATHAM HOUSE Préparer l’avenir 22 - 23 septembre | The Westin Chicago River North | Chicago, Illinois, États-Unis DÉVELOPPEMENT DE CONNECTIONS STRATÉGIQUES | AFFAIRES | ACCÈS AUX INFORMATIONS INTERNES ACCÈS DE PREMIÈRE QUALITÉ | DÉVELOPPEMENT DE RÉSEAU IMPORTANT Les pipelines représentent l’impulsion nécessaire pour mettre en marche le potentiel de l’Amérique du Nord en tant que grand exportateur d'énergie, tout en assurant un approvisionnement national stable. Forum d’exception, le North American Pipeline Congress permet aux intervenants clés d'engager un dialogue ouvert sur les demandes en matière de règlementation, de politiques, d’infrastructures et de technologies ayant un impact sur le futur. Rejoignez-nous pour construire l'avenir. Inscrivez-vous sur pipelinecongress.com.
  2. 2. 3 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 2 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 Lorsque l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) a décidé de préserver sa part de marché en maintenant ses objectifs de production alors que le pétrole était surabondant au niveau mondial, cela a conduit à une chute brutale des prix mondiaux du pétrole, à la mise à l’arrêt de puits d’huile de schiste aux États-Unis et à des réductions dans les budgets d’investissement. Mais la décision de l’OPEP n’est pas la seule raison de la chute actuelle des prix. Des facteurs structurels, une demande faible et un dollar américain fort ont également joué un rôle. À ce jour, ces éléments, tout comme les risques et les événements géopolitiques, continuent à pousser les prix à la baisse. Avec l’inquiétude internationale soulevée par l’économie chinoise, l’instabilité au Moyen-Orient et les relations entre la Russie et l’Ukraine, il n’est pas étonnant que l’Agence américaine d’information sur l’énergie (EIA) prévoie un risque de maintien de la volatilité des prix tout au long de l’année 2015. Malgré tout, la production d’énergie aux États-Unis reste orientée à la hausse. En fait, l’EIA souligne que la quantité de gaz de schiste ou de gaz naturel produite par puits a augmenté de plus de 300 % en moins de cinq ans. Et ce n’est pas le seul facteur qui aide à préserver l’industrie des pipelines de l’instabilité. Comme les infrastructures de pipelines ne sont pas totalement développées dans les zones où la plupart des nouvelles productions voient le jour, les projets qui avaient été planifiés, approuvés et financés avant la chute des prix doivent être menés à leur terme pour la bonne continuité des activités d’exploration et de production. La très grande majorité de ces travaux concerne la reconfiguration de pipelines existants plutôt que de nouvelles constructions. Certes, les exploitants de pipelines revoient certaines de leurs activités. Mais cela est sans doute indépendant du prix de l’énergie. Par exemple, au cours des dernières années, j’ai constaté des ajustements d’activités qui conduisent à une meilleure rentabilité d’exploitation et d’investissement. Par ailleurs, davantage d’efforts ont été consentis pour se préparer et répondre à une surveillance renforcée des organismes réglementaires, comme celle induite par le Processus de vérification de l’intégrité (IVP) de l’Administration de sécurité des pipelines et des matériaux dangereux (PHMSA). En travaillant avec des prestataires de services experts sur le terrain dans un grand nombre de technologies, les exploitants peuvent grandement améliorer leur efficacité, mieux connaître l’état de leurs réseaux de pipelines et promouvoir une sécurité et une fiabilité de fourniture accrues. Tous ces éléments créent les conditions d’une rentabilité plus forte lorsque le prix de l’énergie remontera. CHAD FLETCHER VICE-PRÉSIDENT DIRECTEUR, VENTE ET SERVICE AU NIVEAU MONDIAL T.D. WILLIAMSON P E R S P E C T I V E S D E L A D I R E C T I O N Se préparer à une rentabilité plus élevée En travaillant avec des prestataires de services… les exploitants peuvent grandement améliorer leur efficacité, mieux connaître l’état de leurs réseaux de pipelines et promouvoir une sécurité et une fiabilité de fourniture plus élevées.
  3. 3. 5 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 4 TENDANCE DANS LES TECHNOLOGIES OFFSHORE JAMES DRUMMOND VICE-PRÉSIDENT DES OPÉRATIONS MONDIALES – LLOYD’S REGISTER ENERGY, ASSET INTEGRITY SERVICES SURMONTER DÈS AUJOURD’HUI LES DÉFIS QUE NOTRE INDUSTRIE CONNAÎTRA DEMAIN Face à la chute des prix du pétrole, il n’est pas surprenant que les perspectives pour l’industrie mondiale du pétrole et du gaz se soient assombries. Le plus surprenant est la rapidité avec laquelle les opinions se sont retournées ; le niveau de confiance mesuré auprès de plus de 360 professionnels et cadres chevronnés du secteur a chuté de 65 % en octobre 2014 à tout juste 28 % en janvier 2015. Les résultats sont issus du rapport de DNV GL, A Balancing Act: The Outlook For The Oil And Gas Industry In 2015. Le pessimisme s’est également reflété dans les prévisions de dépenses d’investissement (CAPEX) avec une chute au cours de cette même période de 40 à 12 % du nombre d’industriels qui envisagent d’augmenter leurs investissements. Bien que les investissements dans la technologie et l’innovation demeurent une priorité pour de nombreuses entreprises pétrolières et gazières en 2015, beaucoup d’entre elles auront de la peine à maintenir leur niveau de dépenses de l’an dernier. Environ la moitié des entreprises (45 %) s’attendent à voir leurs dépenses en RD se maintenir en 2015, tandis que le nombre de celles prévoyant de réduire ces mêmes dépenses a plus que triplé depuis l’année dernière (de 11 à 37 %). Pour pouvoir s’adapter à cet environnement de faibles marges, les acteurs industriels doivent élaborer une politique de coûts de base viable à long terme. Ceci peut être obtenu en élargissant leur perspective, en réduisant la complexité et en standardisant les procédés, les matériaux et la documentation. Nous devons travailler ensemble, et les normes et recommandations du secteur doivent s’adapter aux besoins de l’industrie et aux avancées des nouvelles technologies. En tant que partenaire et conseiller technique indépendant, DNV GL - Oil Gas travaille avec le secteur industriel pour affronter ces problèmes. L’entreprise compte 5 500 spécialistes du pétrole et du gaz et 22 laboratoires et centres de RD dans le monde entier, et elle a lancé cette année plus de 60 nouveaux projets industriels en partenariat (JIP). Nombre d’entre eux visent à résoudre les difficultés auxquelles l’industrie des pipelines fait face partout dans le monde. Un exemple concerne un JIP piloté par les laboratoires de DNV GL à Singapour et à Columbus, dans l’Ohio.À ce jour, huit participants se sont regroupés pour élaborer une méthode d’évaluation des ruptures et fissures à l’aide d’un test de résistance à l’éprouvette entaillée sur une seule face (SENT) adapté aux environnements corrosifs. Les gaz corrosifs mettent à rude contribution le matériau d’un pipeline, en particulier dans les eaux profondes. Cela apparaît clairement dans certaines régions productrices de pétrole et de gaz, comme le Moyen-Orient ou la CEI (Communauté des états indépendants). Le JIP débouchera sur des orientations qui pourront aboutir à des Pratiques recommandées, en vue de contribuer à des économies substantielles pour le secteur dans les domaines technique, logistique et financier. Arve Johan Kalleklev RESPONSABLE RÉGIONAL, ASIE DU SUD-EST, DNV GL – OIL GAS Commentaires d’industriels du monde entier Téléchargez un exemplaire gratuit de A Balancing Act: The Outlook For The Oil And Gas Industry In 2015 : www.dnvgl.com/balancingact L’exploration des réserves se fait dans des eaux toujours plus profondes et des régions éloignées, là où il est nécessaire pour l’industrie du pétrole et du gaz de repousser les limites des technologies existantes. L’an dernier, Lloyd’s Register Energy a publié un rapport complet sur le secteur intitulé « Oil And Gas Technology Radar 2014 », qui faisait l’état des lieux des innovations technologiques et explicitait les incitations et les freins à leur mise en œuvre. Le coût, et non les capacités techniques, a été identifié comme le principal frein. « Les [compagnies pétrolières internationales] ont de grandes difficultés à maintenir leurs réserves d’hydrocarbures, ce qui les conduit à affronter les environnements les plus difficiles et les plus générateurs de coûts », souligne Duco De Haan, PDG de Lloyd’s Register Drilling Integrity Services. « C’est pourquoi les coûts ont explosé au cours des quatre ou cinq dernières années. » L’innovation technologique reste cependant un objectif permanent pour les propriétaires de conduites sous-marines, car leur exploitation s’effectue à des profondeurs océaniques jamais atteintes. Afin de soutenir les programmes de gestion de l’intégrité des équipements, le secteur industriel commence à utiliser des véhicules sous-marins autonomes (AUV) qui sont arrimés et rechargés sous la surface afin de réaliser des inspections visuelles régulières, une surveillance des canalisations en portée libre et des contrôles de protection cathodique pour détecter la corrosion. Dans certains cas, les AUV seraient en mesure de remplacer les véhicules opérés à distance (ROV) actuels et leurs navires d’assistance, ce qui pourrait réduire les coûts, améliorer les pratiques de gestion de l’intégrité et faciliter la maintenance. Les avancées en matière d’analyse de données jouent également un rôle croissant dans la gestion de l’intégrité des pipelines. Elles fournissent aux exploitants davantage de visibilité sur le bon fonctionnement des pompes sous-marines et sur les fluides produits dans les installations de traitement sous-marines tout en facilitant la surveillance de l’état des pipelines, notamment par l’utilisation de systèmes de détection de fuites. Les pipelines subissent aussi une évolution technologique avec l’émergence de canalisations en composite thermoplastique. Les polymères et matériaux fibreux sont composés de matériaux industriels caractéristiques. La fibre, noyée dans le composite, assure sa résistance ; il peut s’agir de matériaux comme les fibres de verre ou graphites, ou le KEVLAR®. Une autre technologie émergente prometteuse est la « fabrication additive » pour la production d’équipements sous- marins. Comme les installations de traitement en eau profonde nécessitent des réservoirs à paroi épaisse pour résister à la pression, les équipements comme les séparateurs gravitaires sont devenus imposants et difficiles à transporter lorsqu’ils sont fabriqués avec des plaques en acier massif. Mais si cette fabrication additive permet de personnaliser les matériels, la suppression des matériaux massifs peut compromettre l’intégrité structurale d’un équipement si ce procédé nouveau n’est pas maîtrisé par notre industrie. Il est clair qu’une bonne compréhension des avantages et des freins à son utilisation est nécessaire. Au fur et à mesure que les champs facilement accessibles se tarissent, de nouvelles technologies innovantes continuent à apparaître. Ces nouvelles technologies apportent des améliorations, mais aussi de nouvelles limites qui imposent aux ingénieurs de revoir les techniques traditionnelles de gestion des risques, d’élaborer des normes, des procédures et des méthodologies appropriées et de déployer leur expertise d’une manière différente. Le rapport « Oil and Gas Technology Radar » de Lloyd’s Register Energy est disponible sur : www.lr.org/technologyradar KEVLAR®est une marque déposée de E. I. du Pont de Nemours and Company et/ou de ses filiales. Carte et mappemonde éditées sur freevectormaps.com Des ROV à l’œuvre sur une conduite sous-marine. Perspectivemondiale
  4. 4. pas aux exploitants d’avoir une vision complète de l’état de la conduite et, dans de nombreux cas, leur fait croire que ce type de conduite ne peut pas être inspecté. Une avancée décisive dans l’inspection des conduites difficiles à racler T.D. Williamson (TDW) a reconnu la difficulté d’un bon contrôle du raclage, indispensable aux inspections d’épaisseur de paroi sur les conduites de petit diamètre et faibles débit et pression. Pour y remédier, l’entreprise a conçu un outil d’inspection MFL à faible déformation par frottement de 15 cm (6 po) qui, selon Lloyd Pirtle, l’expert en intégrité de TDW, non seulement « élimine ou limite » les variations brutales de vitesse, mais rend également possible l’inspection de conduites jusque-là considérées comme très difficiles à racler. « Les capacités de cet outil sont très prometteuses », souligne Lloyd Pirtle. « Les opérateurs peuvent désormais recueillir des données sur la géométrie et la perte de métal pour connaître l’état de leur système, même dans le cas de faibles débit et pression, tout en maintenant en fonctionnement ces conduites critiques. » « Nous disons aux exploitants qui connaissent les mêmes difficultés et pensent que leurs conduites ne sont pas raclables : “Voilà un outil qui peut résoudre vos problèmes” », ajoute-t-il. Le nouvel outil de 15 cm (6 po) supprime non seulement les compromis de conception qui limitaient le déplacement des outils MFL conventionnels de petit diamètre et l’inspection des épaisseurs de paroi, mais il inclut aussi un contrôle de la géométrie sur la même plate-forme, ce qui améliore l’évaluation des risques comparativement à un MFL autonome. Ses avantages sont les suivants : • Capacité supérieure pour l’épaisseur de paroi • Frottement réduit • Déplacement amélioré • Protection du magnétiseur améliorée Un test sur le terrain réussi Après une validation interne poussée basée sur de multiples configurations de 15 cm (6 po), l’outil à faible frottement a été testé sur le terrain* en partenariat avec Access Midstream, un opérateur de gaz naturel filiale de la compagnie d’énergie Williams. L’outil a été essayé à sept reprises sur des conduites situées à Barnett Shale, au Texas, à des pressions aux environs de 10,34 bar (150 psi). Selon Chuck Harris, directeur de la commercialisation stratégique chez TDW, bien que certaines variations brutales de vitesse se soient produites avec l’outil à faible frottement, elles n’avaient rien de commun avec celles des outils d’inspection traditionnels. L’outil a permis de recueillir des données d’inspection interne acceptables à des pressions aussi faibles que 8,27 bar (120 psi). « La technologie ne peut pas s’affranchir complètement des conditions dans la conduite », précise Chuck Harris. « Le point important est que cela peut fonctionner dans des conduites avec des pressions aussi faibles. » En clair, le nouvel outil à faible frottement permet essentiellement d’obtenir une évaluation plus facile et plus précise sur des conduites auparavant jugées difficiles à inspecter. Ce qui peut laisser entrevoir aux opérateurs de nouvelles possibilités pour le raclage. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 7 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 6 Z O O M S U R L A T E C H N O L O G I E 6 Chaque jour apparaît un nouvel exemple de technologie qui rend l’impossible possible. Y compris rendre les canalisations difficiles à racler plus faciles à inspecter ? C’est un nouveau succès vraiment retentissant. Pour les exploitants de gaz naturel, le contrôle de la géométrie et de l’amincissement de paroi sur les lignes de collecte de petit diamètre, en particulier dans le cas de faibles débit et pression, a toujours été un défi. De nombreux opérateurs se sont ainsi fait une raison : c’est tout simplement impossible. Il existe cependant désormais un nouvel outil d’inspection de 15 cm (6 po) qui s’affranchit des problèmes de taille, débit et pression dans ces conduites difficiles. Il permet non seulement de recueillir des données pour l’évaluation de l’intégrité, mais il pourrait également modifier l’opinion des exploitants sur les possibilités du raclage. Éviter les turbulences Un outil d'inspection interne interne se déplace lorsqu’il est soumis à une pression différentielle supérieure au frottement qu’il provoque. Dans le cas des outils d’inspection utilisés pour contrôler la géométrie et mesurer la perte de métal, la progression dans les conduites est généralement lente et régulière. Des données précises sont recueillies à intervalles réguliers tout au long de la canalisation et permettent d’obtenir une bonne évaluation de l’intégrité. Mais lors de l’inspection de conduites de petit diamètre et de faibles débit et pression, certains composants d’outils à perte de flux magnétique (MFL), comme les coupelles et les brosses en uréthane, viennent en contact avec l’intérieur de la conduite. Cela peut augmenter sensiblement les frottements à l’intérieur de la conduite. Le frottement peut alors rendre turbulent le déplacement d’un outil d’inspection interne (ILI) et affecter sa performance dans les éléments compressibles comme le gaz naturel. Le frottement peut par exemple provoquer des variations brutales de la vitesse avec un outil qui accélère brusquement et avance par à-coups avant de revenir à une progression régulière. Il peut aussi provoquer son arrêt complet. Un arrêt peut durer 10 secondes ou 10 heures – quelquefois même plus – et peut nécessiter d’intervenir à l’intérieur de la conduite, par exemple pour découper l’outil MFL ou pour lancer un racleur en mousse par l’arrière pour le faire avancer. Les variations brutales de vitesse liées au frottement, nettement plus importantes dans les conduites de gaz naturel de faibles pression et débit, empêchent l’outil ILI de recueillir des données en tout point, ce qui ne permet *Téléchargez le livre blanc d’Access Midstream et TDW pour en apprendre davantage : www.tdw-lflp.com Le raclage impossible, c’est du passé Le nouvel outil d’inspection à faible frottement de 15 cm (6 po) modifie la façon dont les exploitants envisagent l’évaluation des conduites à faibles débit et pression Résultats du frottement DEF2 + MFL4 La comparaison des frottements a été réalisée entre plusieurs configurations 15 cm (6 po) : MFL : inspection autonome traditionnelle de la perte de métal DEF + MFL : inspection traditionnelle de géométrie combinée avec celle de perte de métal DEF2 + MFL4 : nouvelle conception d’inspection de géométrie et de perte de métal Pilote : corps pilote uniquement TEST DE FROTTEMENT 55 % 59 % 61 % 68 % Réduction du frottement par rapport à MFL avec 4,78 mm (0,188 po) d’épaisseur de paroi (WT) Réduction du frottement par rapport à DEF + MFL avec 4,78 mm (0,188 po) d’épaisseur de paroi (WT) Réduction du frottement par rapport à MFL avec 9,86 mm (0,388 po) d’épaisseur de paroi (WT) Réduction du frottement par rapport à DEF + MFL avec 9,86 mm (0,388 po) d’épaisseur de paroi (WT)
  5. 5. 8 Cela peut se produire ici Chacun a entendu, sous une forme ou une autre, le récit classique d’un « héros de la sécurité ». Quelqu’un, comme un technicien ou un ingénieur, ou encore un passant particulièrement observateur, remarque quelque chose de suspect. Un témoin d’avertissement. Un bruit ou une odeur étrange. Des données incohérentes. Instinctivement, en ayant le sentiment que quelque chose ne « colle » pas, il fait état de ce qu’il a remarqué, et ce faisant, il empêche un accident catastrophique. Les histoires de ce genre sont appréciées pour une raison : tout le monde aime se réjouir lorsqu’un héros sauve la situation et empêche une catastrophe importante et coûteuse de se produire. Mais selon le Dr Jan Hayes, professeure associée de la School of Property, Construction Project Management à l’université RMIT de Melbourne, en Australie, ces récits ne sont pas les seuls à être intéressants à raconter. Après tout, un témoin qui clignote n’indique pas toujours un défaut de système. Et un son étrange ou une odeur inhabituelle ne signifie pas toujours qu’un sinistre est en préparation. Mais qu’en est-il des personnes qui rendent compte de ces non- sinistres ? Ils méritent toujours notre reconnaissance. Ils sont toujours des héros. Cultiver l’imagination en matière de sécurité Dans son livre récent « Nightmare Pipeline Failures: Fantasy Planning, Black Swans and Integrity Management », co-écrit avec le professeur Andrew Hopkins, Jan Hayes analyse plusieurs sinistres bien connus ayant concerné des pipelines. Bien que les détails de chaque incident ne soient pas les mêmes, ils ont tous un point commun : quelqu’un avait observé quelque chose. Et dans chaque cas, ce « quelque chose » a été considéré comme mineur et ne nécessitant pas d’attention immédiate. Cette tendance à rechercher d’autres explications « moins graves » n’est pas à mettre sur le compte de la paresse ou du manque d’expérience. Et ce n’est pas inhabituel non plus. Jan Hayes parle d’un processus psychologique tellement sous-jacent que les opérateurs n’en ont même pas conscience. Le vrai coupable, selon elle, est un manque d’« imagination pour la sécurité » : comme la plupart des opérateurs n’ont jamais vécu de sinistre, ils n’imaginent pas que cela puisse réellement se produire. Observez la plupart des marées noires ou des fuites de gaz, ajoute Jan Hayes, et vous constaterez le même phénomène : il y avait des indices, mais personne n’y croyait. Jan se souvient avoir ressenti le même sentiment d’incrédulité alors qu’elle était un jeune ingénieur procédé au sein d’une grande entreprise pétrolière et gazière : elle a été choquée lorsque l’accident de la plate-forme pétrolière Piper Alpha en mer du Nord a coûté la vie à plus de 160 personnes. « Je ne croyais tout simplement pas que de telles choses pouvaient se produire », avoue-t-elle. « Il est très facile de se dire : “Cela ne peut pas se produire ici car je ne l’ai jamais vu”, mais le risque est toujours présent. Imaginer la sécurité consiste à accepter les arrière-pensées qui vous disent que quelque chose peut mal se passer. » Mais comment encourager les employés à développer et à utiliser leur imagination en matière de sécurité lorsqu’il s’agit de l’intégrité des pipelines ? Comment les convaincre de rendre compte de tout ce qui paraît suspect, même s’ils sont quasiment certains que cela n’a pas d’importance ? Jan Hayes reconnaît que c’est un vrai défi. Mais en insufflant un bon changement culturel, cela devient possible. Les avantages de l’«  inquiétude chronique » Certains experts et chercheurs de sécurité utilisent le terme « inquiétude chronique » pour décrire l’approche idéale vis-à-vis de la sécurité. C’est l’opposé de l’état d’esprit « Cela ne peut pas arriver ici », c’est l’idée que quelque chose peut mal se passer à tout moment. L’inquiétude chronique engage à disposer de plans bien établis et spécifiques pour chaque type d’accident ; elle incite à réfléchir de manière proactive sur la sécurité du public plutôt que de se concentrer sur la conformité. Elle amène aussi à encourager les employés à tous les niveaux de l’entreprise (jeunes ingénieurs, personnel de maintenance, cadres dirigeants, etc.) à avoir une pensée critique sur la sécurité. Certaines entreprises y parviennent en créant des ateliers de travail spécialisés sur la sécurité, qui concernent directement des groupes comme les cadres ou les membres du comité de direction. D’autres mettent en place des systèmes de primes qui lient des rémunérations financières à la sécurité des procédés. Mais surtout, il convient de créer une culture où chacun se sent autorisé à signaler des événements inhabituels, même s’il s’avère qu’ils n’ont pas d’incidences. « Nous avons tous entendu parler de quelqu’un qui avait remarqué et signalé un événement qui, en son absence, aurait abouti à un énorme sinistre », continue Jan Hayes. « C’est très bien, mais nous devons aussi parler de la personne qui a cru voir un problème et l’a signalé, alors qu’en définitive tout était normal. Cette personne devrait être félicitée, non pas parce qu’elle a empêché une catastrophe, mais pour encourager ce type de signalement. » I M P O R TA N C E D E L A S É C U R I T É Le Dr Jan Hayes nous parle de l’imagination en matière de sécurité, de l’inquiétude chronique et d’histoires vécues INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 9Certaines des recherches utilisées dans cet article proviennent du Centre coopératif de recherche sur les pipelines d’énergie, avec le soutien du Programme des Centres coopératifs de recherche du gouvernement australien. Le soutien financier et en nature du Comité de la recherche et des normes de l’Association australienne de l’industrie des pipelines a été vivement apprécié. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 « Nous devons aussi parler de la personne qui a cru voir un problème et l’a signalé, alors qu’en définitive tout était normal. » comme la plupart des opérateurs n’ont jamais vécu de sinistre, ils n’imaginent pas que cela puisse réellement se produire. SÉCURITÉ ET IMAGINATION : Dr Jan Hayes
  6. 6. 10 11 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 Le respect des règlements de sécurité et la maîtrise des coûts peuvent aller de pair Les organismes de réglementation fédéraux des États-Unis semblent se concentrer plus que jamais sur le renforcement de la sécurité des conduites de transport de gaz naturel. Bien que chacun veuille opérer de manière plus sûre, le respect permanent de toutes les exigences réglementaires peut constituer un vrai défi, financièrement lourd de surcroît. Depuis plus d’un an, les opérateurs de transport de gaz naturel ont travaillé sur la prise en compte du Processus de vérification de l’intégrité (IVP), un règlement de l’Administration de sécurité des pipelines et des matériaux dangereux (PHMSA) qui paraîtra très bientôt. Le nouveau règlement imposerait aux opérateurs de vérifier les dossiers qu’ils utilisent afin de définir et justifier la pression de service maximale autorisée (MAOP) pour les pipelines situés dans les zones classées à conséquences élevées et modérées. En ce moment, les exploitants sont en train d’examiner les 28 recommandations de sécurité sur les conduites de transport que le Conseil national de la sécurité des transports (NTSB) a présentées à la fin du mois de janvier de cette année, notamment celle qui impose aux pipelines de transport de gaz naturel de pouvoir accepter les outils d’inspection interne (ILI). La future exigence du NTSB concerne spécifiquement l’utilisation de « racleurs intelligents » pour l’enregistrement des informations sur l’état mécanique du matériau de la conduite. Pour bon nombre d’exploitants de conduites de transport, l’exigence ILI en gestation serait un défi de taille : bien que l’utilisation d’outils ILI avancés soit considérée comme une méthode très efficace pour détecter la corrosion, les défauts de soudure et les autres risques pour l’intégrité du pipeline, ce procédé n’est tout simplement pas envisageable pour certaines conduites de transport. Les angles vifs, les diamètres intérieurs variables et les pressions inappropriées dans la conduite font des pipelines un environnement difficile dans lequel le risque de blocage ou d’endommagement des coûteux outils ILI est grandement accru lorsqu’ils sont propulsés par le produit. La possibilité de rendre « raclables » ces conduites de transport peu accueillantes pour les ILI a été un sujet fréquent de discussion entre les membres de l’Association américaine du gaz (AGA), indique Andrew Lu, directeur général de l’exploitation et de l’ingénierie au sein de l’AGA. Beaucoup d’exploitants s’inquiètent de la transformation des recommandations du NTSB sur la sécurité des pipelines en nouveaux règlements, car les coûts induits pourraient être significatifs dans une période où, par ailleurs, les prix du pétrole sont bas. Leur préoccupation est renforcée par le risque de perte de revenus liée au temps d’arrêt nécessaire pour effectuer les modifications et rendre conformes leurs pipelines. « Cette situation engendre beaucoup de discussions », ajoute Andrew Lu. « Les exploitants se demandent : “Quelles sont les bonnes pratiques à utiliser ? Par quoi commençons-nous ?” » Cela ne veut pas dire que rien n’a été fait dans ce domaine. Certains exploitants ne se sont pas contentés de discuter des modifications à venir. Quelques entreprises ont commencé à prendre les devants par rapport aux futurs règlements. Dans un communiqué de presse publié en mars, Pacific Gas Electric Co. (PGE) a plébiscité les 28 recommandations de sécurité du NTSB pour l’industrie des pipelines gaziers en soutenant notamment la demande pour davantage d’inspections internes. Nick Stavropoulos, vice-président exécutif de l’exploitation du gaz, a indiqué que PGE allait « miser sur l’innovation en développant de nouvelles technologies d’inspection interne sur les conduites jusque-là considérées comme “non contrôlables” avec les moyens disponibles sur le marché. » OPTIONS DE RÉDUCTION DES COÛTS Que les exploitants attendent de savoir si les recommandations du NTSB vont se transformer en règlements ou qu’ils adoptent une démarche plus proactive, ils doivent savoir que la modification des conduites de transport est possible et qu’elle est beaucoup moins compliquée et coûteuse que ce que l’on croit généralement. La meilleure méthode de modification est celle qui est sûre et qui ne nécessite pas de fermer la conduite ou d’interrompre le flux. Ceci est possible avec les procédés éprouvés de perçage et d’obturation (HTP), qui permettent aux opérateurs d’isoler et de bypasser de courtes longueurs de canalisations tout en effectuant des modifications ou des raccordements. Les opérateurs peuvent aujourd’hui utiliser ces méthodes HTP, par exemple un isolement du type double obturation et purge avec le système STOPPLE® Train, développé par T.D. Williamson (TDW). Associé à une dérivation, le système permet de modifier les conduites pour les inspecter de manière sûre et à moindre prix, sans générer la perte de revenus d’une fermeture de ligne. Une étude de cas récente a calculé la différence de coût pour l’exploitant en cas de remplacement d’une conduite, en envisageant une fermeture de conduite classique, un procédé standard HTP et enfin le même procédé complété par un système d’isolement STOPPLE Train. Les résultats, qui montrent des économies substantielles avec le procédé HTP, ainsi que des économies encore plus grandes avec le système STOPPLE Train, sont indiqués ci-dessous : DES RÈGLEMENTS DE SÉCURITÉ PLUS SÉVÈRES POURRAIENT VOIR LE JOUR POUR LES PIPELINES DE TRANSPORT AUX ÉTATS-UNIS P E R S P E C T I V E S F U T U R E S FERMETURE Pertes liées à l’arrêt du flux 15 % Coûts internes 51 % Coût du prestataire externe en charge de l’isolement – Charges salariales sur le site 34 % — 38 % 16 % 32 % — 38 % 16 % 23 % ISOLEMENT STANDARD ISOLEMENT STOPPLE®TRAIN COÛTS DE REMPLACEMENT D’UNE CONDUITE CHEZ UN EXPLOITANT Économie de l’exploitant par rapport à une fermeture : 18 % 23 % SUITE PAGE 27
  7. 7. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 12 13 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 L’utilisation de services spécialisés sur les bassins pétroliers favorise la rentabilité dans un environnement de prix faibles Pas d’interruption dans les activités Comme chaque exploitant d’Eagle Ford le sait, les besoins en services et fournitures sur les pipelines dépendent souvent du bassin pétrolier concerné. L’un des problèmes les plus difficiles que connaît la région est la paraffine. L’accumulation de paraffine obture les conduites, réduit la production et augmente les coûts de compression. Elle peut aussi piéger l’eau et favoriser la formation de sulfure d’hydrogène, un gaz dangereux. La bataille contre l’accumulation de paraffine peut être coûteuse et prendre du temps, et elle peut fréquemment nécessiter des approvisionnements urgents (« besoins spot »). Doug Hurst se souvient d’un exploitant d’Eagle Ford qui avait absolument besoin de trouver un outil de nettoyage agressif, le racleur PitBoss™. En s’y prenant à l’avance, il n’était pas difficile de se faire livrer ces racleurs à mandrin de 200 mm (8 po) à partir d’un autre lieu. Mais pour un besoin spot, il n’était pas question d’attendre plusieurs jours pour un remplacement. L’exploitant a alors contacté Doug. Grâce à un dialogue permanent et aux contrats de prestations conclus entre le centre de services et les exploitants locaux, Doug avait anticipé le besoin, et TDW avait le matériel en stock. « C’est notre rôle, en tant que partenaire, de résoudre les problèmes », souligne Doug. En restant à l’écoute des exploitants et en surveillant les produits dont ils ont besoin, ainsi que leur fréquence d’utilisation, les centres de services locaux peuvent remédier à l’un des soucis majeurs les plus courants pour les exploitants d’Eagle Ford : le temps d’attente. « Nous faisons office de magasin dans la région d’Eagle Ford », ajoute Doug. « Plutôt que d’attendre des jours ou des semaines, les exploitants peuvent s’arrêter à l’entrepôt et emporter ce dont ils ont besoin sur le chantier. » Le rôle joué par les prestataires de services est en train d’évoluer dans les bassins pétroliers, et le type de situation décrit ci-dessous devient plus fréquent : au tout début de cette année, une conduite de transport de gaz reliant Eagle Ford au Mexique a été obstruée, avec pour grave effet d’interrompre le flux pour des milliers de clients. C’était une fin de semaine et il aurait été très difficile de faire venir par avion une équipe de techniciens qualifiés suffisamment vite pour empêcher une interruption du service. Mais grâce à ce nouveau modèle d’approvisionnement local, une équipe de la région a pu se rendre sur le site en quelques heures. Il y a quelque temps, cela aurait pu constituer un véritable exploit. À présent, et c’est un fonctionnement normal, un exploitant accède le même jour à un service et à des fournitures critiques. Que ce soit sur les gisements d’Eagle Ford, de Marcellus ou de Bakken, l’approvisionnement local aide les exploitants à assurer leur profit et leur stabilité à long terme. En dépit de l’environnement actuel de prix faibles, la plupart des acteurs industriels principaux restent engagés sur Eagle Ford pour le long terme, notamment Anadarko, BP, Koch, Marathon et Shell, pour n’en citer que quelques-uns. Pour conserver leur rentabilité, ces exploitants apprennent à augmenter leur efficacité tout en baissant leurs coûts de fonctionnement. Mais jusqu’à récemment, cela pouvait poser un problème, en particulier lorsqu’il s’agissait d’effectuer des réparations ou un entretien dans des délais courts. Au cours des deux dernières années, les exploitants ont cependant adopté un modèle d’utilisation de services spécialisés sur les conduites des bassins pétroliers qui leur garantit quasi instantanément l’entretien, les approvisionnements et les réparations. Cette évolution permet de conserver des coûts bas et de ne pas interrompre l’écoulement des produits sur l’ensemble du bassin pétrolier, malgré son isolement. Les temps d’attente coûtent cher Lorsque Doug Hurst, un responsable aguerri de l’industrie pétrolière et gazière, a rejoint T.D. Williamson (TDW) à Eagle Ford en 2013, il a passé des mois à faire des allers-retours en voiture pour rencontrer les exploitants locaux. Il a parcouru 93 000 kilomètres (58 000 miles) au volant de sa Jeep toute neuve, mais cela en valait la peine. Doug Hurst en a appris beaucoup sur les problèmes rencontrés par les exploitants et sur leurs difficultés à prévoir leurs besoins en services et fournitures. Ce que Doug a appris l’a quelquefois surpris : lors d’une maintenance ou d’une réparation simple des conduites, il n’était pas inhabituel de ralentir la production, voire même de la suspendre provisoirement. Les exploitants devaient parfois attendre des jours ou des semaines pour qu’une assistance ou un produit leur soit fourni par un prestataire important ou un centre d’approvisionnement situé en dehors du bassin pétrolier, ou même de la région. « Les exploitants ne peuvent se permettre des temps d’arrêt aussi longs », souligne Doug Hurst. « Votre production est votre caisse enregistreuse. Si le pétrole ne s’écoule pas parce que vous attendez une pièce ou un technicien, vous ne serez pas payé. » Doug, qui a contribué à l’ouverture d’un nouveau centre de services à San Antonio pour TDW, a passé les 18 derniers mois à travailler étroitement avec les exploitants pour définir les types d’équipements et les délais d’intervention qui répondent le mieux à leurs besoins et à établir des contrats de services qui garantissent la disponibilité. Cela a débouché sur un partenariat collaboratif qui permet aux exploitants de recevoir des fournitures et des services personnalisés lorsqu’ils en ont besoin. Les exploitants des bassins schisteux partagent cet objectif commun : garantir la santé et la sécurité de leurs employés et des communautés dans lesquelles ils travaillent. Pour y parvenir, ils s’appuient sur des produits et services de la plus haute qualité afin de réduire leur impact environnemental et limiter les risques de fuites et d’émissions d’éthane. Le modèle local de fourniture de services sur les pipelines contribue à l’atteinte de cet objectif. Approvisionnement local dans la région d’Eagle Ford « Votre production est votre caisse enregistreuse. Si le pétrole ne s’écoule pas parce que vous attendez une pièce ou un technicien, vous ne serez pas payé. » R A P P O R T S U R L E M A R C H É
  8. 8. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015ENCOUVERTURE 15 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 14 Le Département américain de la défense est engagé dans une bataille contre une « menace omniprésente ». Mais cette fois-ci, l’ennemi n’est ni le terrorisme, ni un dictateur, ni la prolifération nucléaire. Il s’agit de la corrosion. Le Pentagone dépense environ 22,5 milliards de dollars par an pour protéger les équipements et infrastructures militaires américains contre la corrosion. Ce qui fait mieux comprendre le terme « menace omniprésente », qui est peut-être en dessous de la réalité. Mais aussi imposant que ce chiffre en milliards de dollars puisse paraître, ce n’est qu’une goutte d’eau dans un vieux seau rouillé comparativement au coût annuel de la corrosion sur l’ensemble de la planète (2 200 milliards de dollars), ce qui représente entre 3 et 4 % du PNB de l’ensemble des pays industrialisés. Ce chiffre émane de l’Organisation mondiale contre la corrosion, qui suit de près cette évolution. Rien qu’en Europe, l’impact financier de la corrosion métallique dépasse 1 400 milliards de dollars par an. Et comme le rappelle le Dr Roger King aux exploitants de pipelines, environ 40 % des défaillances de conduites proviennent de la corrosion, bien que toutes ne débouchent pas sur des incidents. En d’autres termes, beaucoup de conduites subissent aujourd’hui des dégradations, et celles-ci doivent être identifiées avant qu’une défaillance ou qu’une catastrophe ne se produise. Bien sûr, dans certains cas, il est déjà trop tard. Et les médias sont de plus en plus sensibilisés à ce genre d’événements. Ce qui signifie que le public l’est également. L’« ARDOISE » MONDIALE DE LA CORROSION DES INFRASTRUCTURES 2 200 MILLIARDS USD Comme le public est de plus en plus sensibilisé sur les problèmes liés à la corrosion, il exige davantage d’informations sur l’état des pipelines partout dans le monde. Les exploitants agissent d’ores et déjà en utilisant les meilleures pratiques de détection et de contrôle pour que chacun soit et se sente en sécurité.
  9. 9. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 L’insidieux ennemi intérieur Dans un article récent intitulé « Rust Never Sleeps », publié dans le numéro de mars 2015 du magazine The Atlantic, le rédacteur Tim Heffernan dresse une liste d’incidents dévastateurs et meurtriers liés directement à une corrosion « apparemment banale » : la rupture d’un pipeline de gaz naturel haute pression en 2012 à proximité de la ville américaine de Charleston, en Virginie de l’Ouest, qui a fait fondre 250 m (800 pi) d’autoroute ; le décès de cinq personnes à Malte lorsque leur canot de sauvetage a basculé sur le côté d’un navire de croisière pendant un exercice de sécurité ; une série d’explosions dans les égouts de Guadalajara, au Mexique, qui a tué 252 personnes en 1992 ; et le crash du vol 706 de British European Airways en 1971 qui a provoqué 63 décès. Pour le lecteur non initié, il s’agit de récits vraiment effrayants. Pour ceux qui sont confrontés tous les jours au risque de la corrosion, ils alimentent leurs cauchemars. Bien que la conclusion de Tim Heffernan – la lutte contre « l’insidieux ennemi intérieur » est en train d’être perdue – concerne spécifiquement les États-Unis, le monde entier est logé à la même enseigne. Même à l’âge numérique, affirme-t-il, nous dépendons d’infrastructures « massives, interdépendantes et mécaniques ». La « grande affaire », insiste-t-il, c’est la corrosion. Le fait qu’un article sur la corrosion apparaisse dans une publication comme The Atlantic qui est destinée à un public général, quoique bien éduqué, laisse à penser que cette problématique ne concerne plus exclusivement les scientifiques, les ingénieurs et les exploitants d’infrastructures. Et ce n’est pas par accident que la prise de conscience sur les ravages de la corrosion se propage dans le public. Prise de conscience d’un problème jusque-là ignoré du public Parmi d’autres, l’Organisation mondiale contre la corrosion (WCO), basée à New York, tente de renforcer la sensibilité sur le sujet ; sa mission est de « faciliter la mise en œuvre au niveau mondial des meilleures pratiques de protection contre la corrosion pour la sécurité du public ». Depuis 2010, la WCO parraine la Journée de sensibilisation à la corrosion. Cette année, l’événement s’est déroulé le 24 avril. Selon le directeur général de la WCO, George Hay, la Journée de sensibilisation à la corrosion est un « moyen d’éduquer le public, les industriels et les agences gouvernementales sur les effets délétères de la corrosion sur nos infrastructures partout dans le monde ». Comme George Hay l’a fait remarquer dans une déclaration : « À l’échelon mondial, les coûts induits par la corrosion sont sensiblement du même ordre que les coûts de production et de distribution de la nourriture. La différence est que le public est généralement sensibilisé sur les problèmes de famine et le coût de l’alimentation, mais totalement ignorant du coût actuel de la corrosion et de son impact sur la durabilité de nos infrastructures à l’avenir. » « Un mixeur qui réduit en purée les restes d’une flotte de Mardi gras » Aux États-Unis, cependant, davantage de personnes se sont inquiétées après la diffusion à la télévision dans l’émission d’actualité « 60 Minutes », en novembre 2014, du documentaire « Falling Apart: America’s Neglected Infrastructure » (La désintégration : les infrastructures négligées des États-Unis). Il mettait en lumière l’état vétuste des routes, aéroports et lignes de chemin de fer de la nation, ses 70 000 ponts structurellement défectueux (15 % d’entre eux présentant « un risque de défaillance catastrophique provoquée par la corrosion » selon NACE International, le groupement technique des professionnels de la corrosion) et l’absence de financement pour y remédier. Mais, après la diffusion de l’émission, NACE International a déclaré publiquement que les commentaires étaient incomplets, et qu’il existait une solution fondamentale pour les problèmes d’infrastructures, à savoir le contrôle de la corrosion. L’organisme a soutenu qu’« il ne faut pas oublier qu’une technologie de contrôle de la corrosion et des pratiques de gestion efficaces peuvent prolonger la durée de vie des ponts et des autres infrastructures bien au-delà de leur durée de vie nominale. » NACE International collabore avec les autorités locales, de l’État et fédérales sur les politiques permettant « d’éliminer les effets dévastateurs de la corrosion et de renforcer la sécurité publique ». Il est vraisemblable qu’une partie de ce travail s’est déroulée à l’occasion de la conférence Corrosion 2015 organisée par NACE à Dallas, au Texas, en mars dernier. Ce rassemblement de cinq jours, qui a attiré 7 000 participants, a été couvert avec enthousiasme par le journal The Dallas Morning News. Le reporter Marc Ramirez a semblé particulièrement captivé par un agitateur à électrode qui simule le débit d’un fluide en vue de tester l’efficacité de revêtements offshore. L’appareil avait été rempli avec ce que Marc Ramirez a appelé « des éléments brillants » pour mettre en évidence son effet de tourbillon. Cela ressemblait, a ajouté le reporter, à « un mixeur en train de réduire en purée les restes d’une flotte de Mardi gras. » Corrosion, chapitre après chapitre, kilomètre par kilomètre En dehors des exposés des nouveaux articles, s’il y a quelque chose susceptible de renforcer l’attention du public sur la corrosion, c’est bien le nouveau livre de Jonathan Waldman, Rust: The Longest War. Le voyage du journaliste Jonathan Waldman dans ce que la jaquette de couverture décrit comme « une lutte sans merci de l’homme contre la nature » l’emmène des halls d’entrée d’entreprises jusqu’à des quincailleries, du tournage d’un film sous les tropiques de la Floride jusqu’à l’Arctique et ses températures polaires. C’est là où il commence à suivre, pratiquement kilomètre par kilomètre, le trajet d’un racleur intelligent (outil d’inspection interne) à travers le Trans-Alaska Pipeline System (TAPS). Le chapitre de 54 pages intitulé Pigging the Pipe décrit les premiers échecs, les succès ultérieurs et l’acquisition de données qui dévoilent environ un millier d’anomalies, dont pratiquement les trois quarts sont liées à la corrosion. Le style de Jonathan Waldman est plein d’humour : il compare un racleur conventionnel à un « cochon en uréthane rouge moins intelligent » et explique comment la cire peut « priver de sens des racleurs intelligents, en les rendant aveugles, sourds et amnésiques. » Son talent est aussi de faire comprendre le concept de raclage à tout un chacun. Bien qu’il soit improbable que des termes comme coupons, perte de flux magnétique, câbles mous et MAOP sortent de la bouche du lecteur ordinaire, celui-ci aura au moins une compréhension de base de ce qu’ils signifient. Selon Jonathan Waldman, le TAPS était à l’origine considéré comme inoxydable. Malheureusement, sa protection principale était un revêtement de peinture qui s’est fragilisé au fil des ans. Le système anticorrosion a alors été renforcé avec des anodes noyées en magnésium (« mag bags »), une protection cathodique et 800 coupons de surveillance. Mais Jonathan Waldman note que si le TAPS n’a pas subi de fuites provoquées par la corrosion depuis sa mise en service en 1977, cela est largement dû au fait que les outils d’inspection interne (ILI) ont découvert des défauts avant qu’ils n’entraînent de défaillances. La surveillance est une meilleure pratique que l’inspection Cette attention accrue de l’opinion publique sur les problèmes de corrosion va vraisemblablement renforcer les responsabilités des exploitants de pipelines pétroliers et gaziers. 1716 ENCOUVERTURE
  10. 10. Jonathan Waldman, l’auteur de Rust y est totalement favorable. Comme il l’écrit : « S’opposer à la construction de nouveaux pipelines est absurde… C’est le moyen le plus sûr pour transporter le pétrole. Mais d’un autre côté, exiger de connaître l’état des pipelines, voilà une attitude sensée. » Bien entendu, le maintien des pipelines en excellent état concerne l’ensemble du secteur industriel. Mais dégager les meilleures pratiques en ayant le recul nécessaire nécessite de discuter avec des personnes comme le Dr Liane Smith et Richard Norsworthy. Ils faisaient partie d’un groupe d’experts interrogés par le fournisseur international de services aux pipelines T.D. Williamson sur ce qu’ils considèrent être les meilleures pratiques pour détecter la corrosion et s’en protéger. Liane Smith est une experte en matériaux et corrosion et un membre de la Royal Academy of Engineers. Cette prestigieuse distinction obtenue au Royaume-Uni reconnaît les meilleurs chercheurs ingénieurs, innovateurs et leaders. Actuellement directrice générale de WG INTETECH, entreprise spécialisée dans la gestion de l’intégrité des équipements et située à Chester en Angleterre, Mme Smith a obtenu un doctorat en soudage laser à l’université de Sheffield et est l’auteur de 94 articles spécialisés et d’un livre. Même si elle ne faisait pas spécifiquement référence aux 800 coupons du TAPS, Liane Smith affirme que si elle devait choisir entre la surveillance de la corrosion et l’inspection interne, elle investirait sur cette dernière. Littéralement. « La surveillance ne vous apporte pratiquement rien », indique-t-elle. « Ce n’est même pas la peine d’installer un système. Je mettrais tout mon argent sur l’inspection. » Le problème, explique Liane Smith, est que la surveillance ne concerne que des emplacements spécifiques. Par exemple, des coupons d’analyse de perte de poids donnent des indications valables en temps réel, mais uniquement pour certains points de la conduite. Et comme le flux autour d’un coupon peut être différent du reste de la conduite, les informations ne peuvent pas être généralisées au-delà du coupon lui-même. Plus grave encore, il est notoire que les coupons de corrosion produisent des « faux positifs ». « Nous avons constaté à de nombreuses reprises une corrosion négligeable sur un coupon, alors que la conduite elle-même était très corrodée », ajoute-t-elle. L’inspection interne peut surmonter ces imperfections et donner une image très précise de l’état de la conduite sur toute sa longueur, poursuit Liane Smith. Elle prône la réalisation d’une inspection interne peu de temps après la mise en service d’un pipeline pour recueillir des données de référence qui serviront aux comparaisons ultérieures. En réalisant de nombreuses inspections, les exploitants peuvent identifier les tendances, optimiser le calendrier d’inspection et évaluer plus finement le délai avant l’apparition d’un défaut. Et qu’en est-il des conduites non considérées comme raclables ou non « totalement contrôlables », comme Liane Smith préfère les appeler ? Liane Smith précise que les outils d’inspection interne bidirectionnels peuvent au moins fournir des informations sur certaines sections de la conduite. En associant ces données à une modélisation de la corrosion sur toute la ligne, explique-t-elle, l’exploitant dispose de « références autour des zones qui n’ont pu être inspectées, et ainsi d’une meilleure vision pour prendre des décisions critiques pour son activité ». Elle estime qu’il serait préférable que les pipelines soient conçus dès l’origine dans l’optique des inspections internes. « Les coûts supplémentaires pour faire correctement les choses dès le début sont bien inférieurs aux dépenses que pourraient générer les défaillances ultérieures », ajoute-t-elle. Non raclable, un terme à oublier Pour ce qui est des canalisations réputées non raclables, la vision de Richard Norsworthy pourrait bien être encore plus extrême que celle de Liane Smith. « La plupart des conduites sont raclables, à de très rares exceptions près », affirme catégoriquement le spécialiste et instructeur en corrosion et protection cathodique (CP) de NACE International. « C’est simplement une question de temps, d’argent et d’effort. Mais cela finit toujours par payer. » Pour les exploitants, c’est aujourd’hui le meilleur moment pour prendre le temps et faire l’effort d’inspecter leurs conduites, ajoute Richard Norsworthy. « Dans un environnement de prix faibles et avec un nombre de projets en diminution, les exploitants ont la possibilité de traiter les problèmes avant qu’ils ne deviennent plus sérieux », explique-t-il. « Il peuvent corriger des problèmes de corrosion, effectuer des travaux de remise en état ou appliquer de nouveaux revêtements externes ». Selon Richard, ce sont les revêtements externes qui sont « la première ligne de défense » contre la corrosion. Mais cette première ligne n’est pas toujours impénétrable, affirme ce vétéran de l’industrie avec ses 30 ans d’expérience qui le font largement reconnaître comme un expert dans son domaine. « Plusieurs exploitants de pipelines considèrent désormais le décollement des revêtements de protection CP comme leur première cause racine de corrosion externe », souligne Richard. Le décollement entraîne une perte d’adhérence entre le métal et les revêtements cathodiques, ce qui permet à l’eau, aux bactéries et aux autres éléments déclencheurs de corrosion de s’introduire entre le revêtement décollé et la conduite. De plus, certains revêtements décollés empêchent les courants de protection cathodique de protéger la conduite. Comme l’explique Richard, la technologie de transducteur acoustique électromagnétique (EMAT) permet de localiser les zones où les revêtements se sont détachés du métal. Lorsqu’elles sont identifiées, il est alors souvent possible d’ajouter des rubans avec endos maillé ou d’autres revêtements qui permettent à la protection cathodique de fonctionner si un décollement se reproduit. Mais, ajoute Richard Norsworthy, la sélection d’un revêtement adapté à l’environnement, suivie par une inspection rigoureuse pour s’assurer de la qualité de l’adhérence initiale, en particulier sur les soudures circulaires « où démarrent la plupart des corrosions aujourd’hui », est une stratégie bien plus intelligente. Mettre en évidence la corrosion Les personnes qui pensent que la rouille concerne principalement les vieilles voitures et les couvercles de pots de peinture savent-elles que les militaires considèrent la corrosion comme une menace très importante ? Imaginent-elles qu’un pont puisse se désagréger ? Et acceptent-elles l’idée que le vaste réseau de pipelines sous leurs pieds pourrait aussi être vulnérable ? Qu’on le veuille ou non, le fait est que la corrosion n’est plus l’affaire de quelques initiés. Et cela donne à l’industrie pétrolière et gazière l’opportunité de s’exprimer et d’informer le public sur toutes les actions entreprises pour le protéger de cette « menace omniprésente. » Dr Liane Smith 1918 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015ENCOUVERTURE
  11. 11. 2120 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 Les experts de TDW tiennent leur promesse : proposer des présentations techniques et des démonstrations pratiques dans le monde entier. Pour en savoir plus : tdwontour@tdwilliamson.com. Événements, présentations et conférences de TDW Points decontact Oil Sands 15 – 16 SEPTEMBRE | Fort McMurray,Alberta | Canada SEPTEMBRE 2015 OCTOBRE 2015 31 AOÛT – 2 SEPTEMBRE NACE Central Area Conference St. Louis, Missouri, États-Unis 15 – 16 Oil Sands Fort McMurray,Alberta, Canada 20 – 22 Arkansas Gas Association Hot Springs,Arkansas, États-Unis 22 – 23 North American Pipelines Congress Chicago, Illinois, États-Unis 22 – 24 Rio Pipeline Rio de Janeiro, Brésil 5 – 9 Aging Pipelines Conference Ostende, Belgique 12 – 15 Road Expo Moscou, Russie 17 – 20 Australian Pipelines and Gas Association Convention Gold Coast, Queensland,Australie 21 – 22 Offshore Technology Days Stavanger, Norvège 21 – 22 OPT Asia Kuala Lumpur, Malaisie 25 – 27 DUG Eagle Ford San Antonio,Texas, États-Unis 26 – 29 ASNT Annual Conference Salt Lake City, Utah, États-Unis Rio Pipeline 22 – 24 SEPTEMBRE | Rio de Janeiro | Brésil Aging Pipelines Conference 5 – 9 OCTOBRE | Ostende | Belgique OPT Asia 21 – 22 OCTOBRE | Kuala Lumpur | Malaisie SGA Operating Conference Exhibits 20 – 22 JUILLET | Nashville,Tennessee | États-Unis LGA Pipeline Safety Conference 20 – 24 JUILLET | Nouvelle-Orléans,Louisiane | États-Unis MEA Gas Operations Technical Leadership Summit 11 – 13AOÛT | Rochester,Minnesota | États-Unis FEPA Summer Symposium 12 – 13AOÛT | Palm Coast,Floride | États-Unis The Pipeline Energy Expo 25 – 26AOÛT | Tulsa,Oklahoma | États-Unis NACE Central Area Conference 31AOÛT – 2 SEPTEMBRE | St.Louis,Missouri | États-Unis Arkansas Gas Association 20 – 22 SEPTEMBRE | Hot Springs,Arkansas | États-Unis North American Pipelines Congress 22 – 23 SEPTEMBRE | Chicago,Illinois | États-Unis DUG Eagle Ford 25 – 27 OCTOBRE | SanAntonio,Texas | États-Unis ASNT Annual Conference 26 – 29 OCTOBRE | Salt Lake City,Utah | États-Unis North American Pipleline Congress (NAPC) CHICAGO, ILLINOIS | 22 – 23 septembre 2015 La voie à suivre : l’avenir des pipelines en Amérique du Nord Dr Abdel Zellou. – T.D.Williamson Ce comité exécutif d’ouverture explore les avancées de l’industrie et ses défis en 2015. Les participants donneront une vision d’ensemble du marché et analyseront ce qui pénalise les infrastructures, tout en fournissant un aperçu éclairant sur les questions principales. Nouvelles infrastructures : exécution des projets planifiés Dr Mike Kirkwood. – T.D.Williamson Les participants examineront ce que les industriels du secteur doivent réaliser pour atteindre les objectifs des projets planifiés. La session traitera des projets à venir dans le secteur intermédiaire et analysera l’influence des problèmes régionaux sur ces projets. JUILLET 2015 20 – 22 SGA Operating Conference Exhibits Nashville,Tennessee, États-Unis 20 – 24 LGA Pipeline Safety Conference Nouvelle-Orléans, Louisiane, États-Unis AOÛT 2015 11 – 13 MEA Gas Operations Technical Leadership Summit Rochester, Minnesota, États-Unis 12 – 13 FEPA Summer Symposium Palm Coast, Floride, États-Unis 25 – 26 The Pipeline Energy Expo Tulsa, Oklahoma, États-Unis Ce symbole indique que TDW présentera un livre blanc durant cet événement. Ce symbole indique que TDW donnera une conférence ou servira de facilitateur durant cet événement Road Expo 12 – 15 OCTOBRE | Moscou | Russie Offshore Technology Days 21-22 OCTOBRE | Stavanger | Norvège Australian Pipelines and Gas Association Convention 17 – 20 OCTOBRE | Gold Coast,Queensland |Australie
  12. 12. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 22 23 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015ARTICLEDEFOND • Isoler les travaux de construction à haut risque • Mesures de prévention • Évolution de l’utilisation des techniques d’isolement internes non intrusives • Protection pendant la pose de conduites • En finir avec la flexion humide • Tout n’est pas fatal Un certain dimanche, au cours de la nuit, les employés de la plate-forme Brent Alpha en mer du Nord ont mal démarré leur nouvelle semaine de travail. Leur matinée de lundi allait commencer quelques heures plus tôt... par une évacuation. Une grue avait mal fonctionné et le gros conteneur qu’elle portait était tombé dans la mer du Nord au lieu d’être treuillé en toute sécurité sur un navire d’assistance. Le conteneur glissait dans l’eau et se dirigeait vers une conduite sous- marine exposée. Si le conteneur le touchait, le pipeline pouvait se rompre. Et une rupture aurait été un désastre total : non seulement le produit se serait déversé dans la mer, mais un retour de pétrole ou de gaz inflammable sur la plate-forme pouvait mettre en danger le personnel et les équipements, et des nuages de gaz pouvaient se former et créer de grosses bulles susceptibles de faire couler les navires. Heureusement, la semaine de travail n’a pas commencé par un accident aussi catastrophique. Mais 54 employés furent évacués de la plate-forme Alpha, et les deux installations Alpha et Bravo furent dépressurisées tandis que le conteneur était récupéré par un navire d’assistance. Cet événement LIMITER LES INCIDENTS OFFSHORE Prévenir les catastrophesTECHNIQUES D’ISOLEMENT NON INTRUSIVES
  13. 13. ARTICLEDEFOND INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 24 25 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 fut qualifié de « quasi-incident », aussi les seules conséquences furent financières. Autant la réputation et les coûts sont certainement importants pour les exploitants offshore, autant un incident provoqué par un objet relâché aurait été quelque chose de bien pire, et il aurait même pu provoquer des décès. Bien que les pipelines sous-marins subissent de nombreuses menaces (corrosion, désastre naturel, accrochage d’une ancre, etc.), certains des risques les plus importants proviennent des opérations planifiées. Il peut s’agir de la pose de nouvelles conduites, de la construction de plates-formes ou du raccordement de nouveaux puits. C’est pourquoi de nombreux exploitants, y compris celui mentionné, vont désormais au-delà des formations standard à la sécurité et de la stricte conformité réglementaire afin de protéger leurs actifs : pour cela, ils investissent dans les technologies avancées de limitation des risques, comme les systèmes d’isolement interne non intrusif. Isoler les travaux de construction à haut risque Les objets relâchés pendant les opérations offshore font rarement la une, mais les accidents avec faible probabilité d’un impact, comme celui décrit ci-dessus, constituent en fait l’un des risques les plus élevés pour les conduites offshore et induisent les conséquences potentiellement les plus graves. Pendant les travaux de construction et de maintenance de la plate-forme, des navires viennent souvent à proximité de celle-ci ; ils peuvent alors lâcher ou tirer leur ancre sur ou à proximité des pipelines ou encore treuiller des équipements susceptibles de tomber dans l’océan. Bien que les exploitants offshore disposent déjà de nombreuses mesures de sécurité pour limiter ce risque – ils identifient et évitent les pipelines dans leur zone d’opération –, compte tenu de l’extrême gravité de l’impact d’un objet relâché, ils prennent des précautions supplémentaires pendant ces périodes. Lors d’une activité de construction à proximité de pipelines, la méthode totalement sûre consiste à purger ou à mettre hors service toutes les conduites dans la zone où peuvent être relâchés des objets, et ce jusqu’à la fin des travaux. Mais comme les opérations sur les plates-formes peuvent quelquefois durer plusieurs mois et que la purge d’un pipeline est une opération très coûteuse pour l’exploitant, sans parler de la grave interruption des livraisons que subiraient les clients en aval, les travaux doivent souvent se réaliser avec des conduites en activité. Pour citer un exemple, en 2009, une plate-forme de traitement de gaz située au large du Myanmar nécessitait un nouveau raccordement de pipeline pour récupérer le gaz d’un champ avoisinant. La plate-forme ne devait pas être en production pendant la durée du raccordement, mais l’exploitant voulait conserver active sa grosse conduite de gaz d’exportation, en situation d’« arrêt » temporaire, pour éviter une mise hors service totale. C’était absolument essentiel pour l’exploitant, car la conduite d’exportation, qui court sur 370 kilomètres (230 miles) jusqu’à la côte puis sur le continent jusqu’à la frontière de la Thaïlande, fournit jusqu’à 20 % de l’énergie de la Thaïlande. Dès la réalisation du nouveau raccordement, la livraison du gaz devait reprendre très vite. À partir de la plate-forme existante, le navire spécialisé a commencé à poser la nouvelle ligne. Pour protéger et isoler la conduite d’exportation existante pendant la mise en place de la nouvelle ligne, l’exploitant a utilisé une solution du type double obturation et contrôle à distance avec l’outil d’isolement SmartPlug® approuvé par DNV. L’isolement devait garantir qu’en cas d’endommagement de la conduite d’exportation pendant le raccordement, elle serait isolée de manière sûre pour empêcher toute perte de production ou tout retour de gaz. Un raclage a été effectué avec l’outil SmartPlug, développé par T.D. Williamson (TDW), depuis la plate-forme jusqu’à sa position de référence, puis l’outil a été contrôlé à distance pour isoler de manière sûre la zone entourant la plate-forme pendant toute la durée de l’opération. À la fin de l’opération, l’outil a été débloqué et ramené vers le dispositif de réception. Mesures de prévention La technique d’isolement interne par double obturation et contrôle à distance est devenue la méthode standard de l’industrie pour l’isolement non intrusif ; utilisée dans toutes les régions du globe pour se protéger des conséquences liées aux objets relâchés, elle participe aussi à la réduction des risques pendant les travaux de maintenances généraux en offshore. En 2009, l’Australie a connu l’une des pires marées noires de son histoire lorsqu’un incident survenu en mer de Timor sur une plate-forme de forage a entraîné la pollution de 150 km (93 miles) d’océan et l’évacuation de tout le personnel. L’incident avait été provoqué par la rupture d’un bouchon sous-marin en béton pendant une intervention sur une tête de puits. Lors des tentatives de colmatage de la fuite, la plate-forme offshore West Atlas a pris feu. L’Australie a classé l’incident au titre de désastre national. Bien que cette catastrophe ne fût pas liée à un objet relâché et à la rupture d’une conduite sous-marine, l’incident a amené l’organisme australien de réglementation de l’activité pétrolière et gazière offshore (NOPSEMA) à imposer l’utilisation de bouchons d’isolement, comme le système SmartPlug, en tant que mesure de prévention lors des interventions sur les conduites offshore. Ce type de réglementation permettra à l’avenir de réduire grandement la gravité d’incidents similaires. Évolution de l’utilisation des isolements internes non intrusifs Les exploitants offshore ont voulu, en bonne partie à cause de l’adoption par l’industrie de la méthode d’isolement par double obturation et contrôle à distance – et de la technologie éprouvée qui la supporte – utiliser la même approche pour limiter les risques de flexion humide lors de la pose de conduites sous-marines (l’une des interventions les plus coûteuses de l’industrie offshore). Bien que l’isolement d’une conduite lors de sa pose puisse paraître sensiblement différent de l’isolement d’une conduite destiné à la protéger contre des objets relâchés ou pendant une maintenance, l’approche théorique reste très similaire pour ces deux situations. Dans les deux cas, le système d’isolement est mis en place pour garantir de manière sûre l’intégrité de la conduite. Cependant, lorsqu’il s’agit de la pose de canalisations, l’isolement est réalisé beaucoup plus rapidement et uniquement en cas de besoin. Protection pendant la pose de conduites La pose d’un pipeline sous-marin nécessite de placer un long tronçon de conduites sur le fond marin à des profondeurs allant jusqu’à 3 000 mètres (1,8 mile). Le navire avance tout en déposant la conduite, chaque raccord de conduite de 12 m étant soudé au suivant pour former une chaîne suspendue, laquelle est alors abaissée jusqu’au niveau du fond marin tandis que le navire poursuit sa propulsion. Pendant la pose d’une conduite, le navire peut, en raison d’un défaut de fonctionnement occasionnel du système de propulsion ou sous l’effet des vagues et des courants, tanguer ou se balancer de manière anormale. Cela peut provoquer une flexion à l’endroit où le tronçon de conduites a la plus grande courbure (c.-à-d. lorsqu’il quitte le navire ou lorsqu’il rejoint le fond marin). Deux choses peuvent se produire si la conduite fléchit : dans le premier cas, la flexion va aplatir la conduite mais sans la rompre. On parle alors de « flexion sèche » ; il est possible d’y remédier en retournant en arrière et en découpant le joint, puis en allant plus loin en arrière et en découpant à nouveau, jusqu’à parvenir sur la zone fléchie pour pouvoir la tirer. Le navire reprend alors à nouveau la pose de la conduite. Bien qu’une flexion sèche consomme des matériaux et du temps, cela n’est rien en comparaison du deuxième cas – la flexion humide. Une flexion humide correspond à l’endommagement de la conduite, à la pénétration d’eau et au remplissage de la section suspendue en cours de pose. Cela provoque plusieurs problèmes : tout d’abord, le navire de pose est prévu pour maintenir la conduite jusqu’à un certain poids et la relâcher tandis qu’il avance, mais lorsqu’elle est remplie d’eau, la conduite devient beaucoup plus lourde. « Il n’existe que deux ou trois navires de pose de conduites dans le monde capables de maintenir une conduite en profondeur sous-marine remplie d’eau », fait remarquer George Lim, un expert offshore de TDW. « Le navire de pose a une capacité de tension maximale ; si la conduite devient trop lourde, elle fait sauter la chaîne du navire. » Et si la conduite se décroche, elle peut provoquer un effet de fouet incontrôlé et des gros dommages sur Flexion humide
  14. 14. 27 INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015 le navire et les personnes à bord avant de tomber au fond de l’océan. L’autre conséquence d’une flexion humide est que l’eau de mer et le sol contaminent la nouvelle conduite, ce qui oblige l’exploitant à évacuer l’eau avant que le navire ne puisse reprendre la pose de la conduite. L’évacuation de l’eau est un processus long. La zone endommagée de la conduite est d’abord découpée, puis des racleurs avec des inhibiteurs spéciaux sont poussés dans la conduite pour la sécher afin de pouvoir la soulever à nouveau et poursuivre la pose. De plus, l’évacuation de l’eau coûte cher, car il faut disposer d’un grand nombre de pompes et de compresseurs prêts à entrer en action. Le coût de location de ces équipements, qui peuvent occuper une surface équivalente à un terrain de football, est très important. Enfin, les navires de pose de conduite reviennent à environ 500 000 USD par jour, voire plus, et ils devront rester en attente tandis que l’eau est retirée de la conduite. En finir avec la flexion humide Jusqu’à récemment, il n’y avait pas de méthode viable pour empêcher l’inondation de la conduite dans le cas d’une flexion humide. C’est pour cela que TDW a élaboré le système d’isolement SmartLay™ destiné à la pose de conduites et basé sur certaines fonctions de conception essentielles de l’outil d’isolement éprouvé SmartPlug. Pendant la pose de la conduite, une méthode pour déployer l’outil d’isolement SmartLay consiste à le tirer vers l’avant à l’intérieur de la conduite à l’aide d’un câble qui court dans la section suspendue de celle-ci. Une autre méthode pour tirer vers l’avant l’outil SmartLay est de placer devant lui un véhicule autonome (type tracteur ou chenille). Lorsqu’un nouveau raccord est soudé sur la conduite, l’outil est avancé dans celle-ci. En situation normale, il glisse dans la conduite pendant la pose de celle-ci, mais si la conduite fléchit et que l’eau y pénètre, l’outil détecte immédiatement l’eau de mer et se déploie dans la conduite en moins d’une seconde, ce qui empêche l’inondation de la canalisation. Généralement, il faut au moins un appareil de ce type pour fermer la conduite nouvellement posée sur le fond marin. D’autres appareils peuvent être placés dans la « zone de fléchissement » (c.-à-d. là où la conduite quitte le navire et là où elle rejoint le fond marin). La section inondée située entre la partie fléchie et l’outil SmartLay peut alors être simplement découpée avant de poursuivre la pose de la conduite. Selon George Lim, l’outil d’isolement SmartLay, déjà livré à certains grands exploitants offshore qui ont élaboré des techniques de déploiement propres à leurs opérations de pose de conduite, empêche l’inondation de la conduite, réduit les risques au personnel et supprime l’opération d’évacuation de l’eau, avec une grosse économie à la clé. Rien n’est fatal Tous les ans, l’industrie offshore adopte davantage de règlements et de procédures de sécurité, et cela nous rend certainement plus sûrs. Cependant, quel que soit le nombre de procédures préventives existantes, des accidents, y compris ceux à faible probabilité, continueront de se produire. Mais si ces techniques d’isolement évoluées ne permettent pas de réduire la probabilité d’un incident, elles peuvent néanmoins en réduire les conséquences. « Les systèmes SmartLay et SmartPlug sont des outils de réduction des risques », explique Lim. « Le risque est égal à la probabilité de défaillance multipliée par la conséquence. Des outils comme ceux-ci réduisent les conséquences d’un incident malheureux. » Les coûts internes comprennent généralement la gestion de projet chez l’exploitant, depuis les études de conception jusqu’à la réparation des dommages environnementaux. Les coûts directs sur le site incluent les travaux des prestataires externes, qu’il s’agisse par exemple des activités de soudage ou d’excavation. Les calculs de l’étude – très prudents – concernent le projet achevé, l’exploitant étant le propriétaire du réseau de pipelines, mais non du produit transporté. « En cas de fermeture de conduite chez un exploitant qui est propriétaire de tous les équipements, le flux de trésorerie entrant est suspendu et cela engendre un coût financier supplémentaire », indique Veronyca Kwan, chargée de projet et analyste sénior des marchés d’activité chez TDW. La perte de revenus est l’une des principales préoccupations des opérateurs de conduites de transport lorsqu’ils réfléchissent aux moyens de prendre en compte les recommandations ILI du NTSB. La capacité à prévenir cette perte – en poursuivant l’utilisation du pipeline – est l’une des principales raisons pour lesquelles les procédures HTP peuvent présenter énormément d’avantages pour les exploitants qui s’engagent dans un projet de modification pluriannuel de mise en conformité de leur réseau de pipelines. La non-fermeture autorisée par la technologie d’isolement STOPPLE Train peut, parmi d’autres éléments, limiter les coûts de mise en conformité avec les recommandations du NTSB, indique Grant Cooper, responsable de la commercialisation de la technologie HTP chez TDW. « Nous avons en fait développé la technologie standard d’obturation et purge, ce qui permet de souder deux raccords au lieu de quatre sur le pipeline », ajoute Grant Cooper. « Sur chaque raccord, vous avez un isolement du type double obturation et purge, ce qui non seulement réduit les coûts, mais rend aussi l’installation plus sûre. » Les deux étanchéités indépendantes utilisées avec le système de double obturation et purge augmentent aussi la probabilité d’être étanche dès la première tentative, ce qui est un autre facteur d’économie. De plus, le système non seulement réduit la taille de l’excavation nécessaire pour accéder à la conduite, ce qui réduit les coûts des équipements, mais il limite également le risque de dommages coûteux causés par des tiers. Et dans certains cas, le système permet aux opérateurs de faire passer une dérivation directement à travers le logement du système d’obturation, ce qui réduit encore plus le besoin de raccords supplémentaires et donc les coûts. Que les opérateurs choisissent le procédé HTP standard ou des techniques d’isolement plus avancées, leurs investissements stratégiques en modifications de conduites les aideront d’une part à assurer la conformité avec les recommandations du NTSB, et d’autre part à renforcer leurs programmes de gestion de l’intégrité des pipelines, à disposer de données d’inspection interne mieux exploitables et à maximiser leur production en toute sécurité. Perspectives futures SUITE DE LA PAGE 11 = PROBABILITÉ D’UNE DÉFAILLANCE X CONSÉQUENCE * Étude NTSB : www.ntsb.gov/news/events/Documents/ 2015_Gas_Transmission_SS_BMG_Abstract.pdf E-book TDW sur les prochains règlements IVP : www.TDW-IVP.com Les exploitants s’inquiètent de la transformation des recommandations du NTSB sur la sécurité des pipelines en nouveaux règlements, car les coûts induits pourraient être significatifs dans une période où, par ailleurs, les prix du pétrole sont bas. Si la conduite fléchit et que l’eau y pénètre, l’outil détecte immédiatement l’eau de mer et se déploie dans la conduite en moins d’une seconde, ce qui empêche l’inondation de la canalisation. Double double système d’isolement STOPPLE®Train avec bypass INNOVATIONS•VOL.VII,NO.3•2015 RISQUE 26
  15. 15. 28 EN CHIFFRES 4 étapes pour INTÉGRITÉ DES PIPELINES : UNE VISION GLOBALE Les exploitants de pipelines font face au défi permanent de livrer de l’énergie partout dans le monde de la manière la plus sûre et la plus économique qui soit. Ils luttent contre les infrastructures vieillissantes, les conditions climatiques et les contraintes économiques, ils s’adaptent à une réglementation toujours plus sévère et ils s’engagent avec les communautés pour acquérir une légitimité sociale. Heureusement, les avancées continues dans la détection des menaces sur les pipelines, comme les plates-formes à données multiples, sont là pour les assister. Suivez les étapes 1 à 4 pour comprendre comment. DÉTECTER Lorsqu’une plate-forme MDS est en fonctionnement, les dommages mécaniques (c.-à-d., causés par des tiers) sont détectés par un grand nombre de technologies intégrées. CARACTÉRISER Chaque technologie de la plate-forme MDS fournit un type spécifique d’informations sur les dommages et permet de caractériser totalement la menace. PRIORISER/LIMITER Avec un rapport final d’intégrité édité presque immédiatement après l’inspection, l’exploitant de pipelines est en mesure de : RAPPORT Lorsqu’elles sont évaluées avec précision par un logiciel spécialisé et des analystes, les données MDS, qui se recoupent, aident à déterminer les caractéristiques exactes et la gravité de l’ensemble des menaces qui interagissent – une bosse qui s’arrondit davantage avec des indications de gougeage et de fissuration. Perte de métal, arrondissement plus important, recyclage, longueur et profondeur de bosses, évaluation des contraintes et de la gravité. • Évaluer les besoins les plus critiques du pipeline • Prioriser les actions d’entretien/ de réparation en fonction des nécessités • Minimiser les coûts en évitant les excavations non nécessaires • Garantir une exploitation en toute sécurité pour ses employés et la communauté LES PLATES-FORMES À DONNÉES MULTIPLES (MDS) peuvent fournir aux exploitants de pipelines une vision globale de l’intégrité de leurs conduites grâce à un seul outil, sur lequel est activé un ensemble évolutif de techniques d’inspection qui se recoupent, et ce de manière simultanée. LE RÉSULTAT : une détection efficace des menaces et une caractérisation avancée. Localise l’anomalie par rapport à l’axe de la conduite. CARTOGRAPHIE XYZ DÉFORMATION PERTE DE FLUX MAGNÉTIQUE SOUS FAIBLE CHAMP Définit l’anomalie comme une bosse. Identifie l’arrondissement plus important (ou le rebond) d’une bosse. Reconnaît la perte de métal volumétrique dans la bosse. PERTE DE FLUX MAGNÉTIQUE HAUTE RÉSOLUTION Perte de flux magnétique SpirALL® Identifie la perte de métal orientée axialement ou le gougeage dans la bosse. SMFL LFM MFL DEF XYZ 28 2 3 4 28 1 29 combattre les menaces qui pèsent sur l’intégrité des pipelines
  16. 16. OPERATIONOFFSHORE.COM #operationoffshore T.D.WILLIAMSON ET MCGPRODUCTIONS PRESENTENT OPERATIONOFFSHORE MARKSIM,TODDBEADLE, GORDONBLAIR, ALEXEYTUGANOV, ANTONKOVALENKO,LAURENTFABRY,TAMMYWISENBAKER, KEVINMCNAUGHTON,PAOLACORRALES, STEVEAPPLETON, ALEXANDREPETRAGLIA, ET ROLFGUNNARLIE LARRYRYAN,GEORGELIM JEFFWILSON, GARYANDERSON MIKEBENJAMIN,CHADFLETCHER RISKONTHEPLATFORM DIRECTEURS DEVELOPPEMENT BASESUR L’HISTOIRE CO-PRODUCTEURS EXECUTIFS´ DIRECTEURS TECHNIQUES © Copyright 2015 T.D. Williamson, Inc ´ ´ ´ ´ HISTOIRE DE

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