Innovations™ Magazine July - September 2014 French

GRANDS rêves, GRANDS budgets,
GRANDS résultats.
®
V O L . V I , N O. 3 | J U I L L E T- S E P T E M B R E 2 0 1 4

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INNOVATIONS•JUILET-SEPTEMBRE2014
2 | PERSPECTIVES DE LA
DIRECTION
C’est ça “le bon vieux temps”
4 | PERSPECTIVE MONDIALE
Les solutions font face aux
défis de pipeline
6 | MISE AU POINT
TECHNOLOGIQUE
Le pétrole léger de réservoirs
étanches est-il une menace ?
8 | QUESTIONS DE
SECURITE
La sécurité automatisée : des
systèmes de raclage avancés
10 | PENSER À L’AVENIR
Relever les défis du marché du
pétrole et du gaz en 3D
12 | RAPPORT SUR LE
MARCHE
L’Australie en vedette
20 | POINTS DE CONTACT
Des événements, publications
et conférences au sujet des
pipelines
28 | ZOOM SUR
Les quatre étapes du système
de raclage progressif
14 | En couverture : Une histoire digne du Texas
Avec de plus en plus de règlements, les opérateurs doivent
travailler dur pour surmonter les défis communs du
schiste Eagle Ford.
22 | Nouveaux Liens : l’Europe se tourne vers la
sécurité énergétique
De nombreux pays européens s’orientent vers
un approvisionnement en énergie plus stable et
l’infrastructure nécessaire pour les soutenir afin de
se protéger contre les vicissitudes de la géopolitique.
D I V I S I O N S
RÉDACTEUR-EN-CHEF Jim Myers Morgan
DIRECTEUR DE RÉDACTION Waylon Summers
DIRECTEUR ARTISTIQUE Joe Antonacci
PRODUCTION DE CONCEPTION Kat Eaton, Mullerhaus.net
PRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward Mankin
PHOTOGRAPHIE Adam Murphy, Cody Johnson
DESSINS DE COUVERTURE Greg Copeland represented
by Deborah Wolfe, Ltd.
T.D. Williamson
Amérique du Nord et Amérique du Sud +1 918 447 5000
Europe/Afrique/Moyen Orient +32 67 28 3611
Asie/Pacifique +65 6364 8520
Offshore Services +47 5144 3240
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InnovationsMD
est une publication trimestrielle produite par T.D. Williamson.
®Marque déposée de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et autres pays. MD
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© Droit d’auteurs 2014. Tous droits réservés par T.D. Williamson, Inc. Toute reproduction totale ou partielle sans autorisation est interdite. Imprimé aux États-Unis d’Amérique.
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Élimine le besoin d’ouvrir / fermer les vannes lors du
lancement - une conception innovante de baril à flux
continu prolonge la durée de vie de la vanne.
Libère un racleur sphérique en
utilisant un système de lancement à
double axe.
Simplifie l’opération de
lancement par le chargement de
plusieurs racleurs sphériques
simultanément.
*Peut également être utilisé pour lancer des outils standards de nettoyage, de séparation ou d’inspection.
Plusieurs options de lancement -
programmée, par télécommande
ou par interrupteur de commande.
Pour en savoir plus sur le système de raclage automatisé de TDW ou l’ensem-
ble de notre portefeuille de services de pipeline et des solutions de raclage,
contactez votre représentant TDW ou consultez www.tdwilliamson.com.
Nous sommes
prêts à démarrerSystème de raclage automatisé SmartTrap®
AMÉRIQUE DU NORD ET AMÉRIQUE DU SUD +1 918 447 5400
EUROPE / AFRIQUE / MOYEN-ORIENT +32 67 28 3611
ASIE-PACIFIQUE +65 6364 8520
Services Côtiers +1 832 448 7200
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INNOVATIONS•JUILLET-SEPTEMBRE2014
En 1985, Fortune magazine a publié une prévision bien sombre :
dans l’état de Texas, « on ne reverra plus les beaux jours du pétrole ».
Selon Fortune, la seule manière qu’un Texas à bout de souffle pourrait
renouer avec la prospérité serait de diversifier ses activités et de s’éloigner
de la production d’énergie.
C’était il y a 30 ans. Un bond dans le temps en 2014, et il paraît
évident que Fortune a eu tort. L’industrie du pétrole et du gaz est en
plein essor au Texas, et le boom d’activité s’étend bien au-delà des
frontières de l’État de l’étoile solitaire.
La dynamique mondiale - le schiste américain, la croissance
économique en Asie-Pacifique, la reconfiguration des systèmes
d’approvisionnement européens, l’expansion des infrastructures en
Russie et dans la région de la mer Caspienne - font de ce moment une
aubaine pour l’industrie du pétrole et du gaz.
En d’autres termes, le bon vieux temps est de retour - au Texas et dans
le reste du monde.
La transformation est partout. Le plus grand changement fondamental
aux États-Unis est l’émergence des gaz de schiste, qui est en train de
transformer l’offre et la demande intérieures et de générer un besoin
historiquement élevé d’expansion et de modification de l’infrastructure
de pipelines. Le Nord-Est américain possède dorénavant, avec les
gisements d’Utica et de Marcellus, les plus grandes réserves de gaz
d’Amérique. Par conséquent, les flux d’énergie qui ont été en place
pendant 30 ou 40 ans sont inversés. Aujourd’hui, les gaz abondants sont
envoyés vers le sud.
En Chine, la classe moyenne, en pleine croissance, gonfle la demande
en énergie, ce qui augmente les possibilités d’exportation pour un certain
nombre de fournisseurs, dont l’Australie, le plus grand producteur de
gaz de la région. L’Indonésie et la Malaisie ont également besoin de
plus d’énergie que jamais afin de nourrir leurs économies à croissance
rapide, et le Japon continue de chercher des sources diversifiées
après Fukushima. Tous ces facteurs font que les besoins en nouvelles
infrastructures et en maintenance des infrastructures existantes sont plus
élevés que jamais.
Les pays européens s’attèlent à améliorer leur sécurité énergétique
grâce à des changements qui permettent un l’approvisionnement à
partir de sources nouvelles et différentes. En Russie et dans les pays de
la mer Caspienne, l’ augmentation de la production de pétrole brut
et de gaz naturel a créé une formidable opportunité pour développer
PAR BRUCE THAMES
VICE PRÉSIDENT DIRECTEUR &
DIRECTEUR GÉNÉRAL DÉLÉGUÉ,
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
C’est ça
“le bon vieux temps”
l’infrastructure nécessaire à la croissance des
exportations essentielles à ces économies.
Penser à tout ce qui se passe dans l’industrie
du pétrole et du gaz en ce moment provoque une
certaine exaltation. Naturellement, avec tous ces
changements,il faudra se préparer à relever de
nouveaux défis.
Je suis toujours étonné et inspiré par
l’engagement de notre personnel à mieux servir nos
clients. Travailler en étroite collaboration avec nos
employés pour relever les défis uniques de notre
clientèle m’enthousiasme. C’est pour cela que
j’aime tant mon travail ... surtout pendant ce bon
vieux temps.
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“Reliable Pipes” 2014
Reliable Pipes 2014 (« Des tuyaux fiables »), un atelier de
trois jours qui a récemment eu lieu à Abu Dhabi, a octroyé aux
exploitants de pipelines une meilleure compréhension des causes
profondes de la défaillance d’un pipeline, ainsi que des
méthodes pratiques pour éviter de tels incidents. En plus des
analyses détaillées de la conception et de la construction d’un
pipeline, les présentateurs et les participants ont discuté des
différentes phases de la gestion des risques, de l’application et
de l’efficacité des systèmes de gestion de l’intégrité des pipelines
(PIMS), de la technologie d’isolation SmartPlug® et des systèmes de
réparation d’urgence des pipelines (EPRS).
ABU DHABI ITALIE CAMEROUN
Préserver la faune
Afin d’éviter l’immersion de deux
sections de 13 km de l’oléoduc Tchad -
Cameroun, dans le cadre du vaste projet
de construction du barrage de Lom
Pangar, il fallait modifier les lignes. Un
impact minimal sur l’environnement était
indispensable, car la zone est proche du
parc national de Deng Deng. Les objectifs
du programme de modification étaient de
rediriger et de renforcer les deux sections
de l’oléoduc afin de s’assurer qu’ils
soient capable de soutenir les colonnes
d’eau de 20 mètres qui se seraient
finalement installées à la fin du barrage,
le tout sans arrêter le fonctionnement
de la ligne. Après plus de 30 opérations
de perçage et d’obturation en charge
exécutées par par T.D. Williamson, le
projet d’isolation et les modifications de
pipeline ont été achevés avec un impact
minimal sur la jungle environnante, sans
perturber le flux du pipeline.
Glisser dans
la mer du Nord
À quelques 125 km au nord-ouest des îles
Shetland, dans le secteur britannique de
la mer du Nord, le principal propriétaire de
deux gisements de gaz et de condensat
a connu des dégâts sur une partie de
l’une de ses conduites de flux de 18” en
raison d’une ancre. Le contractant chargé
de la réparation de la conduite a utilisé
des racleurs à haut pouvoir de friction,
modernisées avec des transpondeurs, et le
système de surveillance SmartTrack™ pour
effectuer l’isolement, le remplacement de la
conduite, et les réparations nécessaires en
toute sécurité.
UneVueMondiale Solutions de pipelines à pression à travers le monde
ROYAUME-UNI
Une Raffinerie
sous pression
Quand la section d’une conduite de
vapeur fonctionnant à 235° C se
corrode et que deux valves deviennent
défectueuses, les conséquences
peuvent être dramatiques, et des
mesures doivent être prises pour les
remplacer. Lorsque la ligne fait partie
d’un processus critique dans une
grande raffinerie, le défi est de réparer
la ligne sans interrompre la production.
Tel était le défi des ingénieurs d’une
raffinerie de Sardaigne. Cette raffinerie,
qui transforme environ 15 millions de
tonnes de pétrole brut chaque année,
a utilisé la technologie STOPPLE®
pour isoler en toute sécurité sa ligne
à haute température pour assurer la
continuité des travaux de réparation ;
le tout sans perte de production.
NORVÈGE
Se préparer à l’avenir
Dans la zone de Utsira, en mer du Nord, la construction de
nouveaux pipelines est en cours. Deux lignes en particulier - l’une
de gaz de 16” et l’autre de pétrole de 18” - nécessitent un suivi de
racleurs dans le cadre des processus de pré-mise en service et de
mise en service. Le principal propriétaire/exploitant de ces lignes
louait un système de suivi des racleurs SmartTrack™. Le système
comprend des transpondeurs, un kit de suivi sur la face supérieure,
ainsi qu’un émetteur-récepteur à distance, permettant à l’opérateur
de suivre facilement et de surveiller chaque système de raclage doté
d’un transpondeur.
GOLFE DU MEXIQUE
La friction monte Un opérateur dans
le golfe du Mexique a dû remplacer deux composants
communs flexibles qui étaient défectueux ; l’un sur un riser
caténaire de gaz en acier de 14” et l’autre sur un riser de pétrole
de 10”.Afin d’éviter la dépressurisation du pipeline au cours des
activités de maintenance, l’opérateur a choisi d’isoler à distance
le riser de 14” environ 45 mètres au-dessous du joint à l’aide
du système d’isolation SmartPlug®. En outre, l’opérateur a choisi
quatre racleurs à haut pouvoir de friction pour isoler le riser de
pétrole de 10” d’une manière similaire.
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INNOVATIONS•JULY-SEPTEMBER2014
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Découvrez la GUIDE DE SYSTÈMES
DE RACLAGE DE TDW en ligne pour
en savoir plus sur les pourquoi,
comment et quand du raclage.
Choisir le
bon système de raclage
la performance, mais se débarrasser de la cire améliore
l’intégrité des pipelines, en facilitant l’efficacité directe
des outils d’inspection dans des lignes - ce qui est de plus
en plus important. En effet, le département de la sécurité
des pipelines et des matières dangereuses aux États-Unis
(PHMSA) envisage de réglementer les inspections de
l’intégrité des conduites de collecte. Un représentant du
PHMSA, Damon Hill signale que
bien que l’agence n’ait pas constaté
d’élément qui montre que l’huile
de schiste a un effet direct sur
l’intégrité du pipeline, il continue
d’étudier les risques potentiels pour
les conduites de collecte.
Augmenter le flux : Plus
facile, moins cher, plus sûr
Il faudrait une combinaison
de techniques de nettoyage
mécaniques, chimiques, et d’autres
pour éliminer la totalité de la
cire et des débris de pipelines
qui transportent du pétrole de
schiste ou des liquides de gaz naturel (LGN), explique
Olga Kondratyeva, directrice technique du raclage chez
TD Williamson. Pour commencer, il faut ramollir la cire
avec des produits chimiques, puis déployer des séries de
racleurs de nettoyage, de travailler progressivement avec
des outils légers - comme des racleurs en mousse - puis
des outils plus agressifs, en utilisant une combinaison
de lames d’uréthane, des coupelles, des disques, et des
brosses métalliques. Mme Kondratyeva suggère également
qu’il faut beaucoup de patience : « les opérateurs ont dû
exécuter manuellement jusqu’à 60 raclages pour nettoyer
une seule ligne », a-t-elle déclaré.
Une fois que le pipeline est propre, le raclage de
routine - généralement effectué toutes les semaines pour
la plupart des lignes de brut paraffineux - évite que des
contaminants comme la paraffine ne s’accumulent
et contribue à maximiser le débit.
Pour permettre aux opérateurs d’atteindre ces
objectifs, le fournisseur de services de pipeline TD
Williamson (TDW) a mis au point un lanceur
de racleurs automatisé qui peut être programmé
à distance pour lancer jusqu’à quatre racleurs
de manière séquentielle, à des moments et des
intervalles déterminés. Le système automatisé
SmartTrap® Pig - ou « lanceur AutoPig » est une
extension de la gamme de produits SmartTrap
qui comprend déjà les systèmes AutoSphere et
AutoCombo. Le lanceur AutoPig est actuellement
dans la phase de validation de la conception, et sa
commercialisation est prévue plus tard cette année.
Le lanceur AutoPig a été créé à la demande des
opérateurs qui ont apprécié les capacités de l’AutoCombo
- qui lance à la fois fois des sphères et des racleurs - et ont
ensuite fait appel à TDW pour d’autres lanceurs dédiés
aux racleurs.
Mme Kondratyeva avance
que le lanceur AutoPig aidera les
opérateurs à réagir à la pression des
coûts en réduisant considérablement
les déplacements effectués par les
équipes sur le terrain. Selon elle, la
sécurité par rapport aux lanceurs
manuels traditionnels sera renforcée,
par rapport aux lanceurs manuels
traditionnels. « La phase la plus
risquée d’une opération de raclage
est l’ouverture et la fermeture de
la porte », dit Mme Kondratyeva.
« Avec le lanceur AutoPig, la
fermeture de la porte est ouverte et
fermée moins souvent que lorsque
vous les lancez manuellement. La ligne est également sous
pression et hors pression moins souvent.»
Ce torrent d’huile de schiste continue à agiter l’industrie
du pétrole et du gaz américain, alors les opérateurs cherchent
continuellement de nouvelles façons d’augmenter le débit.
Des innovations comme le lanceur AutoPig qui augmente
la sécurité et la performance, tout en réduisant les coûts,
continueront à faire des vagues.
Lors d’une réunion de l’Association américaine sur le carburant et la
pétrochimie, Michael Wojchiechowski, économiste chez Wood Mackenzie, évoque
la production à partir de gisements de schiste aux Etats-Unis comme « un raz-de-
marée de pétrole» - en d’autres termes, une force non maîtrisable.
Mais, comme les opérateurs de Bakken à Eagle Ford et de Niobrara à Marcellus
le savent, assurer ce flux est une tâche épineuse. L’un des défis à relever est posé par la
teneur élevée en paraffine de l’huile de schiste.
L’huile de schiste contient des paraffines extrêmement variables. En fait, pas
moins de 70 types différents se retrouvent dans un seul échantillon d’huile prélevé à
Eagle Ford, selon un rapport récent de la revue Hydrocarbon Processing. Outre les
problèmes liés au traitement et au raffinage, des problèmes provenant de la paraffine
contenue dans l’huile de schiste pourraient conduire à des catastrophes financières
dès l’ouverture du puits.
Par exemple, les dépôts cireux tenaces qui s’accumulent sur les parois de la ligne
de collecte peuvent réduire le diamètre interne de la canalisation, ce qui provoque
une réduction de débit ou interrompt complètement la production. De plus, quand
la cire adhère aux côtés et au dessus de l’intérieur des tuyaux, l’eau peut s’accumuler
dans les points bas, favorisant la croissance des bactéries qui peuvent causer de
la corrosion et des orifices. Les compresseurs doivent travailler davantage pour
pomper par le biais de lignes remplies de paraffine, ce qui augmente les coûts de
fonctionnement.
Il n’est alors pas surprenant que le contrôle de la paraffine est une préoccupation
majeure dans les gisements de schiste. Il ne s’agit pas uniquement de garder l’alésage
du tube ouvert : le but ultime est de dégager complètement le pipeline, puis de
prévenir les futures accumulations de cire.
Non seulement la propreté d’une canalisation est essentielle au maintien de
Cela va au delà de
simplement garder
l’alésage du tuyau
ouvert : le but ultime
est de dégager le
pipeline complètement,
puis prévenir de futures
accumulations de cire.
Un raz-de-marée
de pétrole
Les menaces imminentes
TDW Pigging Products & Services
TDW Pigging Products & Services
Guide to Pigging
®Registered trademark of T.D.Williamson, Inc. in the United States and foreign countries. TM Trademark of T.D.Williamson, Inc. in the United States and foreign countries. © Copyright 2013 All rights reserved. T.D.Williamson, Inc. Pub: 35-426-0913
North and South America: 918-447-5400 • United Kingdom: (44) 1-793-603600 • Europe / Africa / Middle East: 32-67-28-36-11 • Asia / Pacific: 65-6361-8520
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M I S E A U P O I N T T E C H N O L O G I Q U E

Il n’y a qu’une seule “règle d’or” pour l’exploitation
sûre d’un système de lancement automatique :
il faut bien démarrer.
F O R M A T I O N
O P T I O N S D E F E R M E T U R E
OPTIONS DE REGLAGE
É T U D E D U S I T E
REGLAGE
F E R M É
O U V E R T
O U V E R T
Parfois, garantir une installation sûre et efficace
est aussi simple que de prévoir des puisards adéquats,
des égouts et des réservoirs dans les zones où des
déversements pourraient survenir. Il s’agit de faire en
sorte qu’il y ait un endroit pour évacuer la pression
de gaz du lanceur avant qu’il ne soit ouvert, ou en
utilisant des tuyaux d’alimentation de différentes tailles
ou des vannes à clapet anti-retour d’étranglement pour
compenser les caractéristiques d’écoulements anormaux.
“La règle d’or”
Comme de nombreux professionnels expérimentés
du pétrole et du gaz vous le diront, il n’y a vraiment
qu’une seule “règle d’or” pour l’exploitation sûre d’un
système de lancement automatique : bien démarrer.
Pour ce faire, il faut un
ingénieur expert sur place
pour effectuer des tests
initiaux du système et de la
pression jusqu’à la mise en
service. Il faut également
faire en sorte que chaque
membre de votre équipe soit
bien formé et à l’aise avec le
fonctionnement du système.
En plus de la pratique des
opérations sur le terrain, la
formation théorique est
essentielle pour tirer pleinement parti des avantages d’un
système de démarrage automatique. En outre, apprendre
à vos équipes comment dépanner, reconfigurer les mots
de passe, et redémarrer manuellement et reprogrammer
l’électronique, si le système est hors service .
Les lanceurs automatiques font partie d’une vaste
opération, mais leur importance en ce qui concerne
la sécurité de l’équipe et de l’environnement local
ne peut pas être sous-estimée. Les opérateurs qui se
familiarisent avec cette technologie se rendent vite
compte de ses avantages.
“Dans la mesure où l’équipe n’est plus obligée de
faire autant de purges avec le système automatisé, son
exposition au danger est considérablement réduit”, note
Lee Shouse, directeur de la R & D chez le fournisseur
de service de pipeline TD Williamson. Shouse, qui a
passé des décennies sur les chantiers avant son poste
actuel, a formé des dizaines de grands opérateurs sur la
configuration et le fonctionnement
en toute sécurité des systèmes
d’auto-lancement, y compris
l’utilisation de composants
nécessaires tels que la D-2000 la
porte à fermeture et ouverture
rapide. Comme les performances
de l’auto-lanceur sont largement
indépendantes de l’interaction
du technicien, les opérateurs
apprécient également les avantages
en matière de fonctionnement
régulier et l’entretien à long terme.
En d’autres termes, « les systèmes
de raclage fonctionnent comme
prévu, quelles que soient les
conditions météorologiques », selon
Shouse.
Le flux
Ainsi, votre nouveau lanceur automatique est en
place. Il a été spécialement conçu pour répondre
aux spécificités du site. Grâce à un programme de
maintenance pré-établi, la suppression du liquide
avec des sphères, l’entretien régulier et le nettoyage
avec des racleurs, ainsi que l’inspection sont tous sous
contrôle. Le flux réduit à cause de lignes inondées et
les inconvénients liés au lancement manuel des racleurs
appartiennent au passé.
Lorsque les pipelines sont
autorisés à accumuler
du liquide, vos employés
votre installation seraient
à risque de conséquences
dangereuses.
VOIR LA VIDEO
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Imaginons ce scénario: Votre site de production se trouve
dans une vallée. C’est un endroit stratégique, mais la faible élévation
est loin d’être idéale. Cela veut dire qu’il faut surveiller de près le risque
potentiel d’inondation en raison d’une accumulation de liquide dans les
oléoducs. Que ce soit dû à des hydrocarbures, à de l’eau ou à du liquide, une
fois que vous avez assez d’accumulation, vous risquez une diminution du
débit ou même un arrêt. Lorsque les pipelines accumulent des liquides vos
employés et votre installation courent le risque de conséquences dangereuses :
arrêts d’urgence, gel, corrosion excessive, et autres problèmes.
Vous connaissez les lanceurs de racleurs manuels que vous utilisez
en amont, mais ils nécessitent un suivi constant, et, par conséquent,
votre programme d’entretien de raclage peut être interrompu en raison
d’impondérables. Vous vous demandez : « si l’on investit dans l’un des
nouveaux systèmes de raclage automatisé, pourrions-nous
vraiment rendre le processus plus sûr et plus efficace ? »
La réponse est « oui ! »
Se préparer à l’automatisation
Les systèmes de lanceurs de racleurs manuels permettent aux opérateurs
de fixer des calendriers prédéterminés pour le raclage de routine. Ces
programmes peuvent éviter que des éléments susceptibles de réduire
l’efficacité ou d’interrompre la production s’accumulent, ce qui pourrait
exposer le personnel et l’environnement à des conséquences imprévues ou
des situations non contrôlées. Ils peuvent également être utilisés dans le
cadre d’un programme de raclage préemptif : les opérateurs peuvent lancer
des systèmes de raclage pour mesurer et contrôler les conditions d’intégrité
de pipelines et pour identifier les problèmes de sécurité potentiels avant que
la situation ne devienne dangereuse.
Bien sûr, être préemptif et proactif nécessite parfois un peu de créativité
et beaucoup de savoir-faire - surtout quand il s’agit d’assurer qu’un système
de démarrage automatique soit approprié pour un emplacement donné.
Pour certains vieux pipelines, les problèmes d’installation se posent en
raison de l’emplacement déjà existant d’une source d’alimentation ou de
l’installation de production. Mais comme le raclage n’est pas toujours
la première priorité lors de la sélection du site ou de la construction des
installations, même dans les meilleurs pipelines il peut échouer selon la
topographie. Voici encore une raison pour laquelle il est essentiel d’effectuer
une enquête approfondie du site avant d’investir dans un nouveau système
de lancement automatique. Un sondage du site vous aidera à identifier tous
les obstacles logistiques et vous donnera les réponses pour l’installation et la
configuration du meilleur lanceur.
Q U E S T I O N S D E S É C U R I T É
Automatiser la sécurité
Il ne faut pas sous-
estimer l’importance
des lanceurs
automatiques en
matière de sécurité
des travailleurs et
de protection de
l’environnement

Relever les défis du
pétrole et du gaz en 3D
Récemment, un patient a été admis à l’hôpital universitaire de Coventry en
Angleterre avec une blessure potentiellement mortelle. Son bassin a été gravement
écrasé. Dans presque n’importe quel autre hôpital dans le monde, les médecins
auraient pris un scanner, fait de leur mieux pour analyser la blessure, et commencé
l’opération. Mais à Coventry, les chirurgiens n’étaient pas satisfaits par cette procédure.
L’opération allait être compliquée. Le patient souffrait d’un défaut osseux segmentaire ;
son os était brisé en plusieurs parties. Le scanner leur a montré une représentation en
deux dimensions de la blessure. Le scanner, c’était bien, mais dans ce cas compliqué,
ce n’était pas suffisant. Ils voulaient un outil pratique pour les aider à planifier
l’opération.
Ils ont décidé de faire preuve de créativité. Le Dr Richard Wellings de
Coventry a téléphoné au Dr Greg Gibbons, Directeur du Département de Recherche
sur les procédés de fabrication à l’Université de Warwick. Le Dr Wellings connassait
bien les imprimantes 3D et leurs applications potentielles en médecine, mais il n’avait
pas encore franchi le pas pour l’utiliser dans une situation aussi cruciale que celle-ci.
Il a demandé au Dr Gibbons s’il pouvait faire une copie du bassin de la victime de
l’accident pour le lendemain matin.
Les délais étaient serrés, mais le Dr Gibbons a relevé le défi. En moins de
sept heures, Dr Gibbons a pu à partir d’un tomodensiomètre (CT-Scan) imprimer
une réplique exacte des os endommagés. Résultat : les chirurgiens pouvaient toucher
et sentir la réplique, et planifier avec précision le déroulement de l’opération avant
d’entrer dans le bloc opératoire. L’opération a été un succès retentissant.
Il peut être surprenant d’apprendre que cette histoire n’est pas
particulièrement unique en son genre : bien que l’impression 3D ne soit pas
exactement monnaie courante, elle se fait une place petit à petit. Cette technologie
est désormais dans des centaines d’industries. Dans l’industrie alimentaire et des
boissons, les boulangers professionnels utilisent le ChefJet ™, une imprimante 3D qui
crée des bonbons décoratifs pour faire des gâteaux
incroyables. Dans la vente de détail, 4 AXYZ, une
société basée à Seattle, expérimente des techniques
de « bois intelligent » truffé de capteurs pour la
domotique. Dans l’aéronautique, l’impression 3D est
en passe de révolutionner l’industrie.
Les Chinois, par exemple, ont récemment
utilisé le procédé de la fabrication par addition
de couches de titane pour imprimer le cadre du
principal pare-brise d’un avion commercial C-919.
Il ne leur a fallu que 50 jours et environ 50 000
USD - bien moins que les deux ans et les 500
000 dollars, qu’il aurait fallu avec les méthodes
traditionnelles.
Ils ont également fait l’économie d’une
quantité incroyable de matières premières. Selon
Dr Gibbons, il y a des gaspillages énormes dans
l’industrie aérospatiale, la conséquence inévitable du
procédé d’usinage traditionnel.
« Il n’est pas rare que l’on gaspille 20 pièces
pour obtenir la pièce finale », dit Gibbons. « Vous
consentez beaucoup d’efforts afin d’obtenir un
énorme bloc de titane de qualité aérospatiale, puis
une fois que vous avez fabriqué ce bloc [pour obtenir
la pièce nécessaire pour l’industrie aérospatiale], vous
devez en jeter 95 % pour faire autre chose,
comme des clubs de golf. »
Parce que l’impression en 3D
fixe juste le matériel dont on a besoin, elle
réduit considérablement les déchets. Selon
Gibbons, les déchets lors de l’impression
des composants en titane ne devraient pas
dépasser un pour cent lors de la fusion au
laser à haute résolution, et moins de dix
pour cent des systèmes de revêtement pour
la fabrication de gros composants.
Nouvelles solutions aux
problèmes classiques liés au
gaz et au pétrolel
L’industrie du pétrole et du gaz commence
également à embrasser la révolution de l’impression
3D, en particulier dans les cas où les services
d’ingénierie sont invités à résoudre des défis uniques,
comme l’inspection d’une conduite de l’hydrogène.
L’intérieur d’une conduite d’hydrogène
est l’un des environnements les plus hostiles de la
planète. C’est une bataille constante entre l’acier
et l’hydrogène - et c’est l’hydrogène qui gagne
presque à chaque fois. Jour après jour, le revêtement
métallique d’une conduite d’hydrogène se délite
petit à petit, alors que l’hydrogène transforme son
intérieur en poussière, molécule après molécule. La
haute pression, un environnement extrêmement sec,
un coefficient de friction élevé, tous ces éléments
mettent à mal les outils, ce qui rend difficile
l’entretien de routine.
Ainsi, lorsque l’exploitant d’une conduite
d’hydrogène de 18 pouces demandait des inspections
de sa conduite, il a voulu faire faire des inspections de
sa conduite, seule une société a accepté, le fournisseur
de services de pipeline T.D. Williamson (TDW).
L’environnement d’hydrogène éprouvant a
obligé à des changements de conception et à prendre
en considération des éléments qui ne le sont pas
habituellement parmi les outils d’inspection. Par
exemple, toutes les pièces métalliques - des grandes
structures de l’outil à la plus petite vis - devaient
prendre en considération la protection face au le
phénomène de fragilisation par l’hydrogène. La
fragilisation par l’hydrogène effrite de nombreux
matériaux généralement utilisés dans les outils
d’inspection qui, en fin de compte, se cassent
très rapidement.
Une des parties les plus critiques, les
capteurs exposés - responsables de la transmission de
données claires sur l’état de la ligne - a constitué un
nouveau défi : les matériaux qui pourraient résister
à la fragilisation par l’hydrogène ne ressemblaient
en rien à ce que les ingénieurs de l’entreprise avaient
utilisé auparavant. C’est là que l’impression 3D est
arrivée. Grâce à l’impression 3D, les ingénieurs ont
construit des pièces témoins pour déterminer la
meilleure conception pour relever les défis. Lorsque
vous construisez quelque chose d’aussi complexe
qu’un nouvel outil d’inspection de conduite
d’hydrogène, plusieurs possibilités doivent être prises
en considération. Prenez les câbles, par exemple. Lors
du prototypage, les circuits des câbles de routage
peuvent être l’un des plus grands défis: Les outils sont
1
http://igcc.ucsd.edu/assets/001/504640.pdf
ChefJet™
est une marque déposée de 3D Systems Corporation (“3D Systems”)
SUITE À LA PAGE 27
À l’intérieur d’une ligne d’hydrogène,
on trouve l’un des environnements
les plus brutaux de la planète. C’est
une bataille constante entre l’acier
et l’hydrogène - et l’hydrogène est
presque toujours le vainqueur.
11
10
P E N S E R À L’ A V E N I R
Le prototypage
rapide
permet aux
opérateurs
de pétrole
et de gaz de
travailler plus
efficacement.

FACTEURS
POTENTIEL DU GAZ
DE SCHISTE
Environnement politique,
Infrastructure, Expertise,
Personnel
Au septième rang dans le monde
pour les ressources de gaz de schiste
considérée comme techniquement
extractible
Et le premier
exportateur du gaz
naturel liquide d'ici 2020
13
L’Australie
en vedette : Ce que les échecs et les succès du
schiste d’autres pays apprennent à l’Australie
En 2011, les grandes socitétés de gaz et pétrole telles que
ExxonMobil, Marathon Oil, Talisman Energy, et Chevron ont toutes mis
le cap vers la Pologne. L’Administration pour l’information énergétique des
États-Unis (EIA) a estimé que les réserves potentielles des schistes du pays
étaient de 5.3tn mètres cubes - les plus grandes en Europe. Le bassin de
la Baltique, un gisement de gaz de schiste géant qui s’étend du nord de la
Pologne à la Lituanie, étaient en passe de devenir la prochaine ville phare
dans l’exploitation de schiste, semblables à Williston, dans le Dakota du
Nord ; Williamsport, en Pennsylvanie ; et Carrizo Springs, au Texas.
Et pourtant, à la fin de 2013, seulement 49 puits avaient été forés dans ce
pays d’Europe de l’est - un contraste frappant avec le projet de Marcellus
en Pennsylvanie, où 4 969 puits ont été forés pendant la même période.
Quarante-neuf puits, c’est juste le travail d’une semaine aux Etats-Unis,
ce n’est même pas suffisant pour que les sociétés d’exploration évaluent
pleinement le projet.
Ainsi, après trois ans de progrès lents en Pologne, les grandes
entreprises de l’énergie ont progressivement focalisé leur attention ailleurs.
Malgré la promesse d’importantes réserves de schiste, la quête pour les
déterrer restée bloquée à un stade précoce dans le processus de production -
et la plupart des opérateurs ne voulaient pas attendre.
À première vue, une énorme quantité de ressources non
conventionnelles en Pologne semblait être un gage de succès. Mais les
experts conviennent qu’un seul facteur ô combien essentiel manque à
l’appel : jusqu’à présent, le gouvernement du pays doit encore développer
une politique énergétique viable, et le rejet politique de la fracturation crée
un environnement hostile aux opérateurs.
Élements essentiels pour la réussite du schiste
Selon une interview de Oil & Gas Financial Journal avec Tom Petrie
de Petrie partenaires, les contraintes politiques présentent l’un des plus
grands obstacles à l’exploitation de gisements de schiste. Quand il s’agit
de pétrole et de gaz non conventionnels, il ne, il ne suffit pas d’avoir
simplement une grande quantité de réserves estimées et une géologie
favorable. Afin de développer un projet d’exploitation de schiste, un pays
doit également posséder - ou avoir la capacité de mettre en place - les
éléments suivants :
Il est naturellement difficile pour un projet de de réunir toutes ces
conditions. Pour cette raison, les leaders mondiaux
dans la production n’ont pas toujours besoin d’avoir
la plus grande quantité de ressources potentielles. Par
exemple, l’EIA classe les États-Unis au quatrième
rang des pays disposant des ressources de gaz de
schiste techniquement récupérables - après la Chine,
l’Argentine, et l’Algérie - mais il est politiquement
prêt à développer ses gisements de schiste, qui ont
également une géologie favorable. Les sociétés
d’énergie aux États-Unis ont l’avantage de disposer de
la technologie, de nombreuses équipes de fracturation,
et des sociétés de services pétroliers réactives.
Comme vous pouvez le constater, prédire
la prochaine grande « frontière » en matière
d’exploitation de schistes est plus compliqué que de
choisir des gisements de schiste viables. Donc, après
avoir soigneusement analyser les critères ci-dessus,
quel pays sera le prochain à bénéficier de l’essor du gaz
de schiste?
Feu vert pour l’Australie
L’EIA classe l’Australie à la septième place dans
le monde pour les ressources de gaz de schiste
techniquement récupérables. Mais alors que l’Australie
présente un marché plus petit que la Chine ou la
Russie, il a l’avantage d’un environnement plus propice
aux opérateurs. En fait, une étude réalisée par the
Economist Intelligence Unit montre que le pays peut
devenir le plus grand exportateur de gaz naturel liquéfié
d’ici 2020. Le Queensland à lui seul a l’intention de
forer plus de 18 000 puits dans les 20 prochaines
années, et devrait produire 25,3 millions de tonnes de
gaz de schiste par an d’ici 2020.
Toutefois, l’Australie est encore dans les premiers
stades du processus d’exploitation de gisement de
schiste. Comme la plupart des autres pays dans le
monde, ce pays est encore au stade de l’exploration et
au tout début de la phase de production. La géologie de
l’Australie semble être adéquate, mais plus d’évaluation
est nécessaire.
« Malheureusement, c’est le risque de cette
industrie », dit Abdel Zellou, Ph.D. - un directeur de
développement du marché dans l’industrie de collecte
et de production chez TD Williamson - quand on
parle de la géologie complexe des gisements de gaz de
schiste. « Même sept ans après le début du boom du
schiste aux États- Unis, dans certains articles l’on se
demande toujours si l’ampleur des réserves est exacte. Il
ya beaucoup d’incertitude. »
Plus important encore : les progrès politiques
significatifs. Dans l’ensemble, le gouvernement
australien accueille à bras ouverts l’exploitation du
pétrole et du gaz. L’Australie occidentale (AO) - environ
un cinquième des réserves de gaz de schiste dans le
monde - est en train d’adopter des règlements pour
commencer la fracturation commerciale dans la région,
et le gouvernement de l’AO a déclaré que la production
commerciale débuterait d’ici cinq à 10 ans.. En outre, les
évaluations ont donné de bons résultats dans le bassin
de Cooper, un gisement de schiste situé dans le nord-est
de l’Australie du Sud. Tudor Pickering a qualifié le
bassin de « viable » en raison de la bonne rentabilité
des puits, de l’environnement fiscal positif, d’une
plate- forme existante, de la capacité de fracturation, des
infrastructures existantes,
et l’investissement
de 1,5 milliard de
dollars déjà réalisés
dans le cadre de
coentreprises.
Le bassin de Cooper a déjà attiré Chevron,
ConocoPhillips, Statoil, Total, Hess, et BG Group.
Les leçons à tirer des marchés
expérimentés
Le prochain défi de l’Australie sera de se doter
de l’infrastructure, de l’expertise et du personnel
professionnel nécessaires à la réussite. Zellou dit que
l’Australie et d’autres pays dans les premiers stades de
développement de projets de schiste peuvent apprendre
beaucoup des renseignements récoltés sur le marché de
l’industrie de schiste américaine.
Zellou souligne que les entreprises australiennes
doivent avoir une « méntalité » de fabrication” et se rendre
compte qu’il faut des années de forage et la construction
d’infrastructures avant qu’un marché ne commence à
produire. Il suggère également aux entreprises qui sont
SUITE À LA PAGE 27
Prédire le site du
prochain grand boom de
l’exploitation du schiste
est plus compliqué qu’il n’y
parait. Il ne suffit pas de
décider de forer dans un
gisement viable. D’autres
facteurs entrent en ligne de
compte.
n Incitations économiques
n Disponibilité de services
n Accès au marché/prix
n Infrastructure
n Accès au capitaux
n Acceptation réglementaire
et environnementale
12
R A P P O R T S U R L E M A R C H É

Comme la plupart des histoires sur le Texas, celle-ci à
propos du gisement de gaz de schiste (GDS) d’Eagle Ford est
empreinte de grands rêves, de grands budgets, et de grands résultats.
Le gisement en lui même est énorme. Traversant une
superficie d’environ 52 000 kilomètres carrés (20 000 milles carrés),
le gisement de schiste s’étend sur 25 comtés du centre-sud du Texas
et correspond à la superficie du Costa Rica.
Selon les consultants en énergie Wood Mackenzie,
l’investissement en capital dans ce projet est énorme, atteignant 28
milliards de dollars en 2013. Et la production est immense : vers
la fin de 2013, l’Eagle Ford a battu le Bakken dans la course pour
atteindre le chiffre très convoité d’un million de barils d’équivalent pétrole (BOE)
par jour. Certains experts prédisent que vu la force de la production d’Eagle Ford et
du bassin Permien, d’ici la fin de l’année 2014 le Texas pourrait devenir le deuxième
producteur mondial de pétrole derrière l’Arabie Saoudite.
Alors, comment imaginer qu’une petite bactérie pourrait pourrait assombrir
l’horizon ? Les bactéries ont été un problème récurrent pour les opérateurs d’Eagle
Ford depuis que le développement a commencé en 2008. Non seulement les bactéries
rongent la paroi des pipelines, créant des petits trous, elles contribuent également à la
productions du sulfure d’hydrogène (H2S), un gaz corrosif et mortel.
Les niveaux élevés de paraffine dans la région posent aussi un problème,
laissant des dépôts d’encrassement dans les canalisations qui menacent de réduire le
débit. Les préoccupations sur l’utilisation de l’eau continuent à occuper les esprits
des opérateurs et des écologistes. En bref, les entreprises se heurtent à des défis
opérationnels auxquels elles n’avaient pas été confrontées dans les développements
conventionnels.
Mais Eagle Ford est loin d’être conventionnel.
La plupart des opérateurs à Eagle Ford font preuve d’ouverture concernants
les défis auxquels ils font face. La bonne nouvelle est se consultent entre eux
afin d’obtenir des réponses et de trouver un terrain d’entente en partageant des
informations à l’occasion de divers forums aux Etats-Unis et à l’étranger. Les
opérateurs se sont également appuyés davantage sur leurs fournisseurs pour obtenir
du soutien, un élément souligné par Valerie Mitchell, directrice générale de Newfield
Exploration Co., qui a fait appel à des partenariats plus solides entre les prestataires
de services et les opérateurs à l’occasion de son discours à la Conférence sur le
développement médiocontinental de gaz non conventionnel (DUC) à Tulsa, en
Oklahoma, en mars.
• Des possibilités hors du commun pour les
prestataires indépendants et les petites
entreprises
• Eagle Ford met au défi les opérateurs
fiscaux
• Une consommation d’eau très élevée au
Texas, en proie à la sécheresse
• La réglementation des pipelines se durçit
• Les perspectives compensent largement les
défis à relever
ENCOUVERTURE
15
14
Une histoire digne
du TEXAS
Les défis opérationnels
du gisement de gaz de
schiste Eagle Ford

Alors que la question reste de savoir si
certains « géants » continueront de participer à
l’essor de l’énergie de schiste, il ne fait aucun
doute que Eagle Ford a créé une manne financière
pour les autres. Après tout, la production est 25
fois plus élevée aujourd’hui qu’elle ne l’était il y
a quatre ans : quelqu’un doit profiter de toute
cette croissance. Les gagnants semblent être les
prestataires indépendants et les petites entreprises.
En fait, lorsque le Chronicle a analysé les données
compilées par Bloomberg, il a constaté que dans
les trois premiers projets de gaz de schiste, les
petites entreprises dépassent les grandes de 5 pour
1 en termes de superficie. « Les indépendants ont
sauté tout de suite sur cette occasion, ils ont donc
obtenu les meilleures parcelles », a déclaré Kenneth
Medlock, directeur du Centre pour les études de
l’énérgie de l’Université Rice.
Selon Standard & Poors, les meilleurs
titulaires de baux Eagle Ford comprennent EOG
Resources, Apache Corp, Chesapeake Energy Corp,
BHP Billiton Ltd, ConocoPhillips, Marathon
Oil Corp, Anadarko Petroleum Corp, et Pioneer
Natural Resources, entre autres.
Eagle Ford met au défi les
opérateurs fiscaux
Maintenant que certains des acteurs clés à Eagle
Ford ont fait leur entrée en scène, il est temps de
revenir aux bactéries et aux autres antagonistes.
Lors de la conférence de DUG à Tulsa, Tom
Petrie, de la banque d’investissement Petrie Partners,
a réussi à identifier les quatre catégories de risques
encourus par les entreprises actives en amont et dans
le collecte de pétrole et de gaz opérant à Eagle Ford :
»» L’environnement
»» Les infrastructures
»» La volatilité des prix
»» Une mondialisation qui évolue
Abdel Zellou dit être d’accord avec la liste
de Petrie - et il pousse la liste encore plus loin en
suggérant que les opérateurs en actives en amont
et dans le collecte de pétrole et de gaz ont des
préoccupations différentes qui correspondent
globalement à la liste de Petrie.
« Les entreprises actives en amont sont mises
à rude épreuve avec la géologie de l’Eagle Ford,
ainsi que par le besoin d’une collecte de données
précise sur les réserves », dit Zellou. « Les activités
midstream et gathering se distinguent par un
ensemble tout à fait unique de défis et d’attentes. »
Selon Zellou, les problèmes principaux pour
les opérateurs du secteur intermédiaire dans les
bassins schisteux sont :
»» Les infrastructures et l’entretien des
infrastructures
»» L’accumulation de paraffine
»» La corrosion interne et externe des tuyaux
»» Les questions et contraintes
environnementales
»» Le règlement de conduites de captage
»» L’absence de personnel qualifié
»» La volatilité des prix
De toute évidence, les fournisseurs de services
ne peuvent pas atténuer la volatilité des prix ou
modifier les habitudes de recrutement, mais ils
peuvent aider les opérateurs à mieux répondre à
d’autres défis d’Eagle Ford.
Pensez à l’entretien des infrastructures, en
particulier en ce qui concerne la paraffine et la
corrosion.
Bien que le manque d’infrastructures est un
problème reconnu dans les gisements de Marcellus
et Utica, situés dans le Nord-Est des États Unis, il
y a généralement une infrastructure suffisante dans
l’Eagle Ford pour éviter les goulots d’étranglement de la
tête de puits.
Au lieu de cela, les défis de l’Eagle Ford portent sur
le fait que les opérateurs essaient de transporter du gaz
naturel liquide utilisant les pipelines existants construits
à la base pour transporter du gaz naturel classique.
Par exemple, à Eagle Ford le gaz humide est plein
de condensats de gaz de schiste dont la composition
et la concentration varient d’un puits à l’autre. Dans
INNOVATIONS•JUILLET-SEPTEMBRE2014ENCOUVERTURE
17
16
MEXIQUE
ÉTATS-UNIS
SCHISTE EAGLE FORD
SAN
ANTONIO
AUSTIN
HOUSTON
TEXAS
Apache450
0 100 200 300 400 500 600 700 800
639 EOG
Chesapeake
BHP Billiton
ConocoPhillips
Marathon Oil Corp
Anadarko Petroleum Corp
Pioneer Natural Resources
430
332
204
200
92
227
PREMIERS TITULAIRES DE BAUX À EAGLE FORD
Surface nette par 1 000 (estimations de Standard &
Poors sur base d’informations publiques, 2013)
Des possibilités hors du commun
pour les petites entreprises
Le gisement de schiste d’Eagle Ford, dans
le sud du Texas, est l’un des projets non
conventionnels les plus complexes en Amérique
du Nord en termes de géologie et de géophysique.
Vu que la perméabilité de la roche était très
faible - empêchant le pétrole et le gaz naturel
de s’écouler vers un puits de production - Eagle
Ford n’avait guère suscité l’intérêt de l’industrie.
Enfin, seulement jusqu’en 2008, jusqu’à ce que
Petrohawk Energy (acquis depuis par BHP Billiton
Ltd) a démontré l’efficacité de la fracturation
hydraulique à Eagle Ford, en creusant un puits
d’un débit initial de 7,6 millions de pieds cubes de
gaz naturel par jour.
Bien que la fracturation hydraulique a a
permis de démarrer l’exploitation d’Eagle Ford, les
caractéristiques uniques de ce gisement continuent
à poser problème. Dans leur rapport intitulé
« Une approche analytique à la cartographie
des emplacements favorables à Eagle Ford », les
auteurs Murray Roth, Michael Roth, et Ted Royer
décrivent Eagle Ford comme « manifestement
entraînée par la profondeur ». A Eagle Ford, le
rapport explique que le pétrole est produit à des
profondeurs de 1 500 à 2 400 mètres, (5 000 à
8 000 pieds) au nord-ouest, le gisement évoluant
vers des condensats et des hydrocarbures liquides,
pour finir par du gaz sec extrait à des profondeurs
de 3000 à 3 600 mètres (10 000 à 12 000 pieds)
au sud-est. Combinées avec la variabilité de
production d’unpuit à l’autre, en raison de ces
problèmes de profondeur il est plus difficile de
trouver l’emplacement idéal, de creuser des puits,
et d‘optimiser la production. Cette prospection
est parfois tellement difficile que certaines grandes
sociétés américaines ont abandonné, et sont train
de vendre leurs biens à Eagle Ford.
Royal Dutch Shell en fait partie.
Abdel Zellou, un expert midstream et
gathering chez TDW, dit que lors d’un atelier
organisé par la Société d’ingénieurs du pétrole
(SPE) à Dubaï, il a appris que la principale raison
du retrait des investissement est que Shell ne
détient pas d’emplacements idéaux dans la région.
Shell a récemment confirmé son intention de
« se concentrer sur les opportunités présentant
de meilleurs indicateurs économiques ailleurs en
Amérique du Nord et partout dans le monde ».
La compagnie n’a pas encore annoncé le
nom d’un acheteur pour ses 106 000 hectares de
baux à Eagle Ford, qui sont situés dans les comtés
de Dimmit, de LaSalle, et de Webb, produisant
environ 32 000 BOE par jour.
Bien que Shell soit l’une des premières sociétés
pétrolières à se retirer publiquement d’un gisement
de GDS américain, cette grande entreprise, basée
à La Haye, ne semble pas être la seule à avoir des
doutes sur l’exploitation du schiste, du moins
selon un récent article du Houston Chronicle. Il
a signalé qu’il y a deux ans BP a réduit de 1,1
milliards de dollars ses actifs de gaz de schiste, car
la valeur de leurs réserves a chuté avec les prix du
gaz naturel. Cette annonce a été faite après que
la part nette de la production de BP aux États-
Unis a chuté de 15 %. Le Chronicle a également
souligné que les 7 % de retour sur capital d’Exxon
Mobil pour son activité en amont aux États-
Unis l’an dernier ont été éclipsés par le 24 % de
retour que lui ont valu ces activités de production
internationale d’énergie.

Extêmement sec
Sécheresse modérée
Sécheresse sevère
Sécheresse extême
Sécheresse exceptionelle
Auteur:
Michael Brewer, NCDC/NOAA
Le sécheresse carte de Texas
Le 10 décembre 2013
anti-évaporation sur les puits. Omar Garcia, président
et chef de la direction du groupe de l’industrie South
Texas Energy & Economic Roundtable, a déclaré
que plusieurs opérateurs intensifiaient leurs efforts.
S’adressant au San Antonio Express-News,
Garcia a noté que certaines entreprises font
état d’une diminution de leur consommation
d’eau de près de 30 %. Il croit que l’utilisation
de l’eau douce dans l’Eagle Ford devrait continuer
à diminuer alors que de nouvelles technologies sont
utilisées par les opérateurs et les sociétés de services qui
les soutiennent.
Plus de règlementations
pour les pipelines
Bien que l’eau utilisée dans la fracturation hydraulique
dans l’Eagle Ford et d’autres gisements de gaz de
schiste en Amérique ne soit pas soumise aux principaux
règlements fédéraux, la donne est toute autre pour les
pipelines. Le Pipeline and Hazardous Materials Safety
Administration (PHMSA) envisage de réglementer
des conduites de collecte. Si cette règlementation est
adoptée, des inspections d’intégrité seront probablement
exigées, ce qui créera plus de pression sur les entreprises
de services pour fournir des services de raclage et
d’inspection des conduites de plus en plus performants.
Mais même si le gouvernement américain n’agit
pas, certains Etats ont déjà pris les choses en mains.
En décembre, le Dakota du Nord - où se trouve
le gisement de Bakken - a annoncé que près de 28 968
km (18 000 miles) de conduites de collecte souterraines
non réglementées auparavant étaient maintenant sous
la juridiction de la Commission industrielle de l’État.
Lynn Helms, directrice du département des ressources
minérales du Dakota du Nord, a qualifié cette décision
de « plus grand amendement des règles sur le pétrole et
le gaz dans l’histoire du Dakota du Nord ». En avril, le
président de la Commission de la fonction publique
du Dakota du Nord Brian Kalk a déclaré qu’il est « très
probable » que son agence encourage les législateurs
de l’État à créer un programme d’inspection pour les
oléoducs de l’Etat, une proposition faite juste après un
déversement de 20600 barils de pétrole brut dans une
zone agricole près de Tiago, Dakota du Nord.
Bien qu’il n’y ait pas d’action locale semblable en
cours au Texas - un état que M. Zellou décrit comme
adoptant une attitude des plus favorables envers
l’industrie du pétrole et du gaz - la réglementation de la
PHMSA pourraient faire en sorte que les pipelines de gaz
en zones rurales fassent l’objet d’une règlementation dans
les cinq ans à venir.
Les perspectives compensent
largement les défis à relever
Malgré les défis auxquels ils sont confrontés, les
opérateurs de Eagle Ford sont presque unanimes
dans leur engagement dans la région. Selon le cabinet
d’études GlobalData, le forage et le développement
dans le Eagle Ford devraient continuer sans relâche,
avec la quasi-totalité des opérateurs les plus en vue en
saillie durant au moins cinq ans au rythme de forage
actuel. Dans une récente entrevue Houston Chronicle,
David Banks, directeur général de la région Eagle
Ford chez BHP Billiton Petroleum, a déclaré que la
société s’attend à rester dans le sud du Texas pour aussi
longtemps que 50 ans.
« Nous sommes encore dans l’enfance de la
révolution du gaz de schiste », dit Zellou, ajoutant
que certaines entreprises E & P cherchent encore à
déterminer la taille de leurs réserves à Eagle Ford.
En d’autres termes, il y a encore beaucoup de
chapitres à écrire dans cette histoire au Texas. Et un
coup d’oeil au programme de la Conférence de DUG
de Eagle Ford en septembre 2013 - rempli de séances
sur le renforcement de la récupération, la manipulation
et la variabilité, les meilleures pratiques de gestion de
l’eau, et bien d’autres sujets encore - indique que les
entreprises apprennent de plus en plus et travaillent
ensemble à faire de l’histoire d’Eagle Ford un
véritable succès.
INNOVATIONS•JUILLET-SEPTEMBRE2014ENCOUVERTURE
19
un rapport récent publié dans le Pipeline and Gas
Journal, les ingénieurs du Southwest Research Institute
à San Antonio ont attiré l’attention notamment sur
le fait qu’il y avait beaucoup plus d’hexane dans les
échantillons d’Eagle Ford qu’il n’y en a dans ceux
d’autres gisements de gaz de schiste. La production
d’Eagle Ford est également chargéé de paraffine, qui
peut recouvrir les parties supérieures et latérales des
parois intérieures des pipelines, ce qui permet à l’eau
remplie de bactéries de croupir au fond de la conduite.
L’eau ainsi que les bactéries menacent de provoquer la
corrosion, causer de fuites, et augmenter la proportion
de sulfure d’hydrogène (H2S), potentiellement mortel.
« La paraffine est un problème général à Eagle
Ford. Un opérateur m’a dit qu’il avait un demi
centimètre de paraffine couvrant 75 % de leur
conduite », explique Steve Appleton, directeur général
régional de TDW. « Et la paraffine accumulée crée des
problèmes imprévus avec des bactéries nocives. Les
opérateurs déversent des biocides dans leurs conduites
pour tuer les bactéries, mais si les bactéries sont en
dessous de la paraffine, les biocides ne peuvent
pas les atteindre. »
Pour lutter contre ces risques, explique
Appleton, les fournisseurs de services aident
les opérateurs à définir et à mettre en oeuvre
des programmes de raclage plus rigoureux.
Un raclage régulier contribue non seulement
à une meilleure productivité, il offre également
des opportunités économiques, par la récupération
des condensats qui peut être vendu avec profit aux
raffineurs.
Des besoins en eau considérables
dans un Texas frappé par la
sècheresse
Parce que l’eau est l’élément le plus important dans
les fluides de fracturation, l’utilisation de l’eau et sa
conservation sont des préoccupations essentielles dans
chacun des sites d’exploitation de schiste américains.
Mais à Eagle Ford, la question est encore plus
compliquée.
En Février, Ceres, un groupe d’investisseurs basé à
Boston qui s’intéresse aux questions de développement
durable, a déclaré que l’exploitation de schiste à Eagle
Ford a utilisé plus d’eau sur une période de 18 mois
que tout autre gisement de schiste, avec un total de
19,2 milliards de gallons, ou 4,5 millions de gallons par
puits. Comme si ces chiffres n’étaient pas suffisamment
parlants en soi, il faut également rappeler que la plupart
des régions du Texas souffrent de sécheresse chronique
depuis des années. Ceres a constaté que 98 pour cent
des puits d’Eagle Ford étaient dans les zones de stress
hydrique moyen ou élevé, avec 28 pour cent dans les
zones de stress élevé ou extrême.
Le rapport indique également que les opérateurs
doivent mettre en place une gestion de l’eau plus
créative. Plus précisément, ils devraient réduire la
consommation d’eau douce, et commencer à mieux
planifier dans le long terme les infrastructures de l’eau
nécessaires au développement du gaz et du pétrole. Le
groupe préconise également le recyclage de l’eau, qui
est plus fréquente dans le Nord que dans le Texas, bien
que la première installation de recyclage de l’eau a été
construite à Eagle Ford en 2011.
Ces suggestions n’ont guère surpris les opérateurs.
Les effets sur l’eau de l’extraction par des moyens “non-
conventionnelles” forment souvent la pièce maîtresse
des colloques en exploration et production, comme lors
de la conférence DUG Eagle Ford en septembre dernier
à San Antonio, Texas.
Est-ce que le partage d’information a apporté
des progrès? Eh bien, Ceres a reconnu que certains
opérateurs ont un coup d’avance dans le jeu, citant
Pioneer Natural Resources qui a installé des couvertures
LA CROISSANCE DES BACTÉRIES
CRÉE DES DOMMAGES À L’INTÉRIEUR DU TUYAU ET
SE NOURRIT DU SULFURE D’HYDROGÈNE (H2
S)
L’ACCUMULATION DE
PARAFFINE
RÉDUIT LE FLUX ET EMPÊCHE LES
BIOCIDES À ATTEINDRE LES BACTÉRIES
18
CONDUIT
Eagle Ford a l’avantage des infrastructures existantes. Mais peut-il
faire face aux particularités de la production gaz de schiste?

21
20
Vous pouvez compter sur les experts chez TDW — nous faisons
des présentations techniques et des démonstrations à travers le
monde. Pour en savoir plus : tdwontour@tdwilliamson.com.
JUILLET 2014
21-25 Conférence de l’Association de la
sécurité des pipelines de Louisiana
Nouvelle Orléans, LA, USA
22-25 Symposium estivale de la FEPA
Orlando, FL, USA
28-30 Salon & Conférence des
opérations de la SGA
Nouvelle Orléans, LA, USA
12-14 Sommet sur les opérations de
l’Association d’énergie du Midwest
Rochester, MN, USA
15 50ème Anniversaire de TDW
Swindon, UK
19-20 Conférence régionale de l’Ouest
sur le gaz
Tempe,AZ, USA
25-27 Exhibition sur les pipelines et l’énérgie
Tulsa, OK, USA
25-27 Conférence centrale de NACE 2014
Tulsa, OK, USA
8-10 L’Association de gaz d’ Oklahoma
Norman, OK, USA
9-10 Salon & Conférence de Sables bitumineux
Fort McMurray,AB, Canada
14-16 L’Association de gaz d’Arkansas
Fayetteville,AR, USA
15-17 DUG Eagle Ford
San Antonio,TX, USA
30-2 Conférence & Exhibition
Internationale sur les Pipelines
Calgary,AB, Canada
TDW Evènements, Publications & Conférences
SEPTEMBER 2014AOÛT 2014
Points de Contact
Ce symbole indique queTDW présentera
une publication à cet événement
Conférence de l’Association de la sécurité
des pipelines de Louisiana
Du 21 au 25 JUILLET | Nouvelle Orléans, LA | USA
Symposium estivale de la FEPA
Du 22 au 25 JUILLET | Orlando, FL | USA
Salon & Conférence des
opérations de la SGA
Du 28 au 30 JUILLET | Nouvelle Orléans, LA | USA
Sommet sur les opérations de
l’Association d’énergie du Midwest
Du 12 au 14 AOÛT | Rochester, MN | USA
Conférence régionale de l’Ouest sur le gaz
Du 19 au 20 AOÛT | Tempe, AZ | USA
Salon de Pipeline & Energie
Du 25 au 27 AOÛT | Tulsa, OK | USA
NACE 2014 Conférence Centrale
Du 25 au 27 AOÛT | Tulsa, OK | USA
L’Association de gaz d’Oklahoma
Du 8 au 10 SEPTEMBRE| Norman, OK | USA
L’Association de gaz d’Arkansas
Du 14 au 16 SEPTEMBRE | Fayetteville, AR | USA
DUG Eagle Ford
Du 15 au 17 SEPTEMBRE | San Antonio, TX | USA
Salon & Conférence de Sables bitumineux
Du 9 au 10 SEPTEMBRE | Fort McMurray, AB | Canada
Conférence & Exhibition Internationale sur les pipelines
Du 30 SEPTEMBRE AU 2 OCTOBRE | Calgary, AB | Canada
50ème
Anniversaire de TDW
15 AOÛT | Swindon| UK
INTERNATIONAL PIPELINE CONFERENCE AND EXPOSITION
Du 30 septembre 30 au 2 octobre 2014
Calgary,AB, Canada
Parmi les événements les plus attendus de l’année, la Conférence et Exposition
internationale sur les pipelines 2014 (IPC / IPE) est conçu pour informer, éclairer
et motiver. En plus de fournir aux participants un large éventail de sessions
techniques, de tutorat et de discussions, L’IPC poursuit son soutien en investissant
dans la recherche sur les pipelines et des initiatives éducatives.
Nous vous invitons à la présentation d’affiches de TDW et à visiter le stand pour
en savoir plus sur : les inspections d’intégrité, la plate-forme de données SpirALL®
MFL, les progrès dans l’évaluation non destructive et l’identification positive des
matériaux, ainsi que le système d’isolation innovant STOPPLE®.
Saisissez cette occasion pour découvrir notre technologie et rencontrer nos
experts en personne.
IPE Stand No. 308 T.D. Williamson #IPC2014

ARTICLEVEDETTE
Aux États Unis, le développement des gisements de schiste est
considéré comme un moyen d’améliorer l’autosuffisance énergétique et et en
faisant du pays un exportateur net de gaz naturel en moins d’une décennie.
Actuellement, les États-Unis ne sont pas le seul pays
ayant un plan visant à accroître la sécurité énergétique :
les 28 pays de l’Union européenne sont également sur le
chemin de l’indépendance énergétique, principalement
en diversifiant leurs approvisionnements en gaz naturel et
en construisant des milliers de kilomètres de nouveaux
pipelines. Sur les 188 030 km (116 837 miles) des
pipelines cités en 2013 par le Journal Pipeline and Gas
dans son étude comme étant en construction dans le
monde., 21 148 km se situent en Europe. Ce total
comprend le Corridor gazier du Sud de 3 500 km (2 175
miles), dont la réalisation a été récemment approuvée,
qui débutera dans le vaste champ de gaz de Shah Deniz
en Azerbaïdjan et qui abouira en Italie, reliant sept pays
sur son parcours.
Alors que les opérateurs de gaz naturel européen
étendent leur portée, leurs besoins sont également en
hausse. De plus en plus, ils demandent à leurs prestataires
de services non seulement des outils, mais également des
solutions complètes pour assurer l’intégrité des pipelines,
de la préparation pour des inversions de pipelines en
Pologne à l’optimisation du débit aux Pays-Bas.
Vers un approvisionnement plus stable
En Pologne, le charbon est roi.
Assis sur le plus grand gisement mondial de la
roche noire combustible, la Pologne est classée parmi
les 10 plus grands producteurs de charbon de la planète.
Le charbon est la source de 80 à 90 % de la production
d’électricité en Pologne, selon la stratégie de la politique
énergétique du gouvernement polonais. Il est également
considéré comme l’épine dorsale de l’économie de la
nation, qui est fortement basée sur l’industrie.
Mais la Pologne ne tourne pas uniquement au
charbon. Le pays a besoin de pétrole brut et de gaz
naturel pour alimenter les secteurs du transport et du
chauffage. Un importateur net d’énergie, la Pologne
importe environ 95 % de son pétrole et 65 % du gaz
naturel de l’étranger, principalement de la Russie.
Cependant, la Pologne est en train d’étendre son
propre réseau de gaz naturel, à la fois pour réduire sa
dépendance aux exportations énergétiques russes et
pour diversifier son bouquet énergétique et se départir
du charbon afin d’atteindre les objectifs de l’UE en
matière de changement climatique. À la fin de 2014,
l’opérateur national polonais GAZ- SYSTEM aura
réalisé un projet sur cinq ans
de 1,95 milliards d’euros (2,69
milliards de dollars) qui comprend
le premier terminal de gaz naturel
liquéfié du pays (GNL), en cours de
construction à Świnoujście Port sur la
mer Baltique, capable de réceptionner des
approvisionnements de diverses sources, et
plus de 1 200 kilomètres (745 miles) de nouvelles
conduites de transport de gaz. Ces lignes relieront
le terminal de gaz naturel liquéfié au réseau de gaz
naturel polonais et, grâce à son réseau domestique,
à des lignes de transport de gaz tchèques et allemands.
Bien qu’il soit peu probable que le gaz
naturel détrône le charbon en tant que monarque
énergétique de la Pologne, grâce à la croissance de
l’infrastructure du gaz naturel, le pays se dirige vers
une meilleure sécurité énergétique et un ciel plus
propre. En même temps, les opérateurs polonais sont
confrontés à des demandes de plus en plus élevées
concernant la gestion d’actifs, y compris l’intégrité
des pipelines.
Tomasz Olma, qui fait autorité depuis plus de
20 ans dans le domaine du raclage et des inspections
chez chez TD Williamson en Pologne, a vu
l’industrie du pétrole et du gaz de la nation adopter
des méthodes plus sophistiquées pour maintenir et
réhabiliter leurs pipelines. « Depuis l’introduction
du système de raclage intelligent en Pologne dans les
années 1990, les opérateurs se sont tournés vers des
méthodes d’inspection de pointe comme le contrôl
l’emploi de la technologie magnétique de flux de fuite
se tourne vers la sécurité énergétique
DE NOUVELLES CONNEXIONS:
L’Europe
• À double sens: la solution du pipeline bidirectionnel
• La société néerlandaise NAM découvre un nouveau
moyen de passer à travers la cire
• Le gaz naturel américain peut-il aider l’UE ?
• Une politique axée sur la stabilité des
approvisionnements
• Garantir une source d’approvisionnement
bienveillante
23
22

(MFL) pour détecter des pertes de flux magnétiques,
la corrosion, et la perte de paroi dans les conduites
métalliques » dit- il. L’intérêt pour les solutions clés
en main de fournisseurs de
services qui regroupent une
multitude d’innovations
est remarquable, ajoute-
t-il, car elles contribuent
à une livraison logique et
séquentielle des produits
et services, ce qui permet
de rationaliser les projets
en termes de temps et de
coûts. Ce besoin est d’autant
plus évident que GAZ-
SYSTEM met en œuvre son
programme de construction
de nouvelles interconnexions
et d’amélioration des
infrastructures pour permettre
l’inversion du sens des flux.
Et tandis que ces mouvements
sont destinés à maintenir
l’approvisionnement des citoyens polonais en gaz
naturel, la motivation pour eux a commencé avec
le pétrole.
Garantir une source
d’approvisionnement bienveillante
Selon le CIA World Factbook, 14 198 km
(8 822 miles) de conduites de gaz et 1374 km
(853 miles) de pipelines de pétrole en Pologne se
trouvèrent en 2013, dont la plupart avaient plus
de 30 ans.
L’un d’eux est l’oléoduc
« l’Amitié », qui démarre au cœur
de la Russie et scinde la Pologne
en deux, d’est en ouest.
Aussi connu sous le
Druzhba, le Pipeline de l’Amitié
est opérationnel depuis 1962
et est le plus long pipeline
du monde, collectant et
transportant du pétrole de la
Sibérie occidentale, l’Oural et
la mer Caspienne sur plus de
4000 kilomètres (2500 miles)
vers l’Ukraine, la Biélorussie,
la Pologne, la Hongrie, la
Slovaquie, la République tchèque
et l’Allemagne. Il a une capacité
de plus de 2 millions de barils
par jour (mbj), dont quelque
1,4 à 1,6 mbj vont directement aux consommateurs
dans l’UE.
Malgré son nom prônant l’amitié, cet oléduc a
parfois été une source de friction ainsi que d’énergie.
Pendant l’hiver de 2006, par exemple, un différend
contractuel avec le Bélarus a incité la Russie à mettre
fin à la circulation du gazoduc Amitié.
Trois ans plus tard, en Janvier 2009, à cause d’un
désaccord avec l’Ukraine sur le prix du gaz naturel, la
Russie a cessé presque toutes ses exportations de gaz
naturel vers l’Europe.
Ces incidents ont mis en évidence la vulnérabilité
de la circulation de l’énergie en Europe et a servi de
rappel à la Pologne sur les dangers de devenir trop
dépendant d’un fournisseur unique en énergie.
Le magazine The Economist suggère que la crise
du gaz naturel 2009 de 2009 a décidé à Pologne à
accélérer la construction du terminal méthanier à
Świnoujście. Et il ne fait aucun doute que le désir de
Varsovie de réduire sa dépendance énergétique envers
la Russie est à l’origine de sa décision de rendre
bidirectionnel une partie du gazoduc Yamal (ou
Jamal, en polonais), de façon à assurer le transport de
gaz depuis d’Allemagne à titre de précaution en cas
de changements de politique.
Cela marche dans les deux sens : la
solution du pipeline bidirectionnel
Bien que la Pologne produit environ un tiers
de son gaz naturel domestique, les deux tiers de la
demande du pays sont satisfaits par les importations
en provenance de la Russie, l’Allemagne et la
République tchèque. L’organisation d’informations
indépendante Natural Gas Europe affirme que,
historiquement, la part du lion des importations de
gaz naturel de la Pologne - environ 80 %- est venue
de Russie via le gazoduc Yamal de 56 pouces, qui se
termine en Allemagne. En 2012, le Yamal a livré 9
milliards de mètres cubes (mmc) de gaz naturel russe
à la Pologne, selon la revue statistique annuelle de BP.
Suite à la cessation par la Russie de ses
exportations de gaz en 2009, l’opérateur polonais
national GAZ-SYSTEM a commencé à modifier le
gazoduc Yamal pour permettre des flux de transport
dans les deux sens et ce, de façon permanente, au
point de jonction entre le réseau polonais et le réseau
allemand. En cas d’interruption de la fourniture
de gaz en provenance de Russie, GAZ-SYSTEM
sera en mesure d’inverser les flux dans le pipeline,
permettant à l’Allemagne de transporter son produit
aux consommateurs de la Pologne.
Le flux est ouvert depuis le mois d’avril de
cette année. Il soutient une capacité de flux inversé
jusqu’à 2,3 milliards de mètres cubes par an, avec
la possibilité d’augmenter à 5,5 milliards de mètres
cubes en cas de rupture d’approvisionnement.
“L’investissement au niveau de la jonction entre la
section polonaise du gazoduc Yamal et le système
de transmission appartenant à l’opérateur allemand
est déterminant pour l’amélioration des capacités de
transport entre la Pologne et l’Allemagne,” a déclaré
GAZ-SYSTEM dans un communiqué.
Au cours d’une année, le centre de services
de T.D. Williamson Pologne basé à Varsovie a
été engagé pour réaliser une série d’opérations de
renforcement de l’intégrité de pipelines visant à:
• Réaliser une étude de faisabilité à multi-facettes
qui comprend une analyse des données existantes,
des entretiens avec les superviseurs de premier
niveau en charge de la maintenance du gazoduc et
une inspection physique de l’état du pipeline
• Préparer un plan de nettoyage et d’inspection qui
utiliserait une gamme de systèmes de raclage à
débarrasser le pipeline de quantités anormales de
condensat, de l’huile, de rouille et de sable
• Effectuer des perçages et des obturations en charge
pour remplacer une section du pipeline sous une
voie ferrée avec plusieurs vannes à passage réduit
qui ne pourraient pas supporter l’augmentation de
pression
• Contrôler le pipeline en utilisant des outils
d’inspection intelligents
• Préparer une pompe pour la maintenance du
pipeline
• Renforcer les sections du pipeline présentant des
signes de corrosion externe avec un revêtement
composite
• Effectuer des testes hydrostatiques de la ligne
afin de s’assurer que celle-ci peut supporter une
pression de 1,5 fois supérieure à la pression de
service maximale admissible (MAOP)
Bien sûr, le test ultime pour cette liaison
réversible avec l’Allemagne aura lieu le jour où la
Russie arrêtera ses livraisons de gaz naturel à ses
voisins de l’Ouest.
INNOVATIONS•JUILLET-SEPTEMBRE2014ARTICLEVEDETTE
25
“Investir dans
la connexion de
la section polonaise
du gazoduc Yamal et le
système de transmission
appartenant à l’opérateur
allemand possède une
importance fondamentale
à améliorer les capacités
de transport entre
la Pologne et l’Allemagne.”
UKRAINE
RUSSIE
BELARUS
POLOGNE
ROUMANIE
ALLEMAGNE
ITALIE
LITHUANIEYAMAL PIPELINE
DRUZHBA PIPELINE
AUTRICHE
HONGRIE
CROATIE
MOLDAVIE
REPUBLIQUE
CZECH
24

généralement construits pièce par pièce à l’aide de la
CAD. Par conséquent, il est pratiquement impossible
de voir si les câbles sont en mesure de s’adapter
correctement tant que le prototype n’est pas construit.
Les câbles varient en épaisseur et dans le différentiel
de la courbe, ce qui créée des problèmes inattendus.
Jusqu’à ce qu’un ingénieur connecte les fils sur un
modèle de test, il ne fait que des suppositions éclairées
quant à savoir s‘ils vont bien se connecter.
Un dispositif de détection de déformations de 4
pouces est l’une des nombreuses pièces imprimées
par les ingénieurs TDW pour les aider dans leur
processus de R & D.
En utilisant des méthodes traditionnelles, un
ingénieur pourrait modéliser une nouvelle pièce sur
CAO, envoyer le dessin à l’atelier d’usinage, puis
attendre quelques semaines à un mois pour qu’un
prototype soit construit. Ce n’est qu’alors que
l’ingénieur pourra faire des tests préliminaires pour
savoir si la nouvelle pièce est compatible avec les
autres pièces de la conception, et, bien sûr, si les câbles
conviennent. Grâce à l’impression 3D, cependant,
un ingénieur peut envoyer une conception CAO
directement à l’imprimante, et avoir réponse à ses
questions en quelques heures.
Inutile de dire que, cette capacité d’imprimer
rapidement des conceptions de test peut faire gagner
des mois lors d’un processus typique de R & D.
Réduire les doublons,
Accroître l’efficacité
L’impression 3D facilite également la collaboration:
Lorsque les ingénieurs font développer différents
outils par plusieurs équipes, la répétition du travail est
difficile à éviter. Bien que les entreprises conservent
des bibliothèques de pièces CAO virtuelles, les
ingénieurs ne peuvent pas voir comment les pièces
s’imbriqueraient dans leurs conceptions, de sorte qu’ils
finissent souvent par passer des heures à concevoir
et à recréer des pièces qui étaient disponibles dans la
bibliothèque. L’impression 3D permet aux entreprises
de créer une contrepartie physique à ces bibliothèques
virtuelles : « au lieu de se tourner vers des designs
virtuels, les ingénieurs peuvent choisir des pièces pré-
fabriquées en plastique en interne ». Des pièces comme
des joints en U et les bras de capteurs s’uniformisent,
non pas parce que « les règles disent que nous devrions
utiliser le modèle standard », mais parce que les
ingénieurs peuvent voir par eux-mêmes que le modèle
standard fonctionne.
« Le prototypage rapide permet de disposer
rapidement d’une pièce », explique Davin Saderholm,
directeur de développement de nouveaux produits
à TDW.
Quant à l’outil d’inspection de la ligne
d’hydrogène - à l’aide du prototypage rapide grâce à
l’impression 3D - il a été livré au client dans des délais
très réduits, en dépit des défis uniques à releverIl est
évident que l’impression 3D est en train de transformer
le processus clé dans de nombreux secteurs d’activité.
Que ce soit dans votre avion ou dans votre pipeline, à
la maison ou même à l’intérieur de votre corps, il est
presque certain que l’impression 3D arrivera bientôt
dans votre vie et dans votre entreprise.
Le Dernier Cri DEPUIS LA PAGE 13
impliquées dans l’exploitation des gisements
de schiste aux États-Unis de partager leurs
connaissances avec les opérateurs en Australie.
Par exemple, l’industrie américaine du
pétrole et du gaz entreprend actuellement des
investissements de 890 milliards de dollars sur 12
ans dans ses infrastructures en aval et de collecte.
L’Australie peut en apprendre beaucoup sur la
planification, les ressources et les travailleurs
impliqués dans ce processus.
Comme pour le personnel et l’expertise
professionnelle, l’Australie fait face aux mêmes
défis que tous les pays qui exploitent le schiste :
il ya une pénurie de main-d’œuvre dans le
domaine du pétrole et du gaz dans le monde
entier, en particulier un manque d’experts. Une
façon de naviguer entre les écueils consiste, pour
les opérateurs, à travailler avec des entreprises de
services qui ont déjà des connaissances dans le
domaine - les entreprises qui sont déjà passées
par le processus aux États-Unis.
En route vers le succès
Jusqu’à présent, l’Australie a satisfait de
nombreuses conditions pour l’exploitation du gaz
de schiste. Le contexte politique du pays semble
prometteur et, comme la Pologne l’a démontré,
c’est peut être l’étape la plus difficile pour de
nombreux pays. Le développement d’un projet
d’extraction de GDS peut être beaucoup plus
facile : bien qu’il nécessite beaucoup de temps et
d’efforts, l’ensemble du processus d’exploitation
de schiste reste le même à travers le monde.
L’environnement politique amical et ouvert de
l’Australie et la volonté de travailler avec des
entreprises internationales nous aidera à mettre ce
pays dans les conditions de devenir l’un des plus
grands exportateurs de gaz naturel liquide dans le
monde.
26
La société néerlandaise NAM
découvre un nouveau moyen de
passer à travers la cire
Tandis que la Pologne continue à se sortir d’une situation
géopolitique épineuse avec son principal fournisseur de gaz, un
important fournisseur de gaz naturel aux Pays-Bas travaille sur
l’intégrité du pipeline et l’assurance du flux, des pipelines et
l’optimisation des flux, des objectifs clé pour la sécurité.
Les Pays-Bas ne possèdent pas seulement le gisement de
gaz le plus important en Europe, avec le gisement géant de
Groningen, le pays est aussi une plaque tournante clé pour
le transport et la transformation des combustibles liquides.
C’est aussi l’un des plus grands importateurs et exportateurs
de pétrole brut et de dérivés du pétrole. Par conséquent,
l’entretien des conduites est une priorité pour le pays et la
société d’exploration néerlandaise NAM.
Récemment, NAM, une coentreprise (joint-venture) entre
Shell et ExxonMobil, devait simplifier la connexion d’arrivée
à terre en amont de deux installations d’exploration et de
traitement urbaine à la raffinerie de Shell à Pernis, près de
Rotterdam. Avec une capacité d’environ 400 000 milliards de
barils par jour (BBD / j), Shell Pernis est le plus grand centre
de raffinage d’Europe.
Le Projet de NAM nécessitait l’abandon et le
remplacement d’un système de raclage situé en surface entre les
installations de production et de raffinage par une installation
en Y enterrée raclable, capable de résister à des pressions
jusqu’à 95 bar (1377,9 psi) pour ensuite employer des racleurs
pour nettoyer les conduites. En outre, les conduites arrivant
au gratoir étaient de divers diamètres. Parce que la ligne en
provenance de la station de mesure est de 8 pouces, et la ligne
en provenance de la station de gaz est de 10 pouces, il était
nécessaire de recourir à des racleurs à double diamètre.
Après un premier nettoyage, les ingénieurs NAM ont
pu constater qu’il y avait plus de cire dans le pipeline que
prévu à l’origine et qu’il leur faudrait un outil plus efficace
pour se débarrasser des dépôts. La réponse est venue sous la
forme du système de raclage PitBoss ™ de TDW, un outil de
nettoyage en profondeur qui est équipé de brosses métalliques
souples. Bien expert de raclage européenne Ann Mariën dit
que les brosses métalliques souples ne sont pas normalement
utilisés pour enlever la cire parce qu’ils obtiennent “encombré”
immédiatement, les capacités d’auto-nettoyage du système de
raclage PitBoss autorisés à expédier le problème de la cire de
NAM.
Le système de raclage PitBoss a également aidé les
ingénieurs à resoudre un autre problème : la corrosion. «Il y
avait de la corrosion par piqûres, mais aussi très probablement
des débris qui devaient être retirés de ces piqûres, et tout
cela a pu être effectué au moyen du même outil. Nous avons
également pris des mesures supplémentaires pour prévenir la
corrosion », a déclaré Cindy Dirkx, ingénieur Pipeline chez
NAM. « Je suis convaincue que cette solution de nettoyage sur
mesure a contribué à éviter que le phénomène de dégradation
des pipelines ne se poursuive ».
Le gaz naturel américain
peut-il aider l’UE?
Ces nouvelles connexions et le développement des
infrastructures ne changent rien au fait que l’UE ne dispose pas
des ressources en combustibles fossiles suffisantes pour répondre
à tous ses besoins. L’Institut de relations internationales et des
affaires européennes (IIEA) dit que l’UE importe déjà 70 pour
cent de son pétrole et 50 pour cent de son gaz naturel. Ajoutant
à ces difficultés, l’Agence internationale de l’Energie (AIE)
prévoit que la dépendance extérieure de l’UE ne fera que croître
à court terme, avec une augmentation de 20 pour cent au cours
des 20 prochaines années.
Les États-Unis ne sont pas étrangers à la situation en
Europe à la situation en Europe est confrontée: Pas plus
tard qu’en 2007, les réserves de gaz naturel américaines
s’amenuisaient au point que l’administration Bush envisageait
d’importer du gaz en provenance de marchés moins stables. Et
bien que le boom de schiste qui a soutenu l’Amérique reste à
se produire en Europe, la production croissante de gaz naturel
en provenance des gisements de schistes des régions comme
le Dakota du Nord ou le Texas puisse aider l’UE à diminuer
sa dépendance par rapport à des sources d’approvisionnement
moins stables. Les États-Unis n’exporte pas encore son gaz
naturel, mais le ministère de l’Energie a commencé à délivrer
des permis d’exportation à des entreprises américaines, et des
terminaux d’exportation de gaz naturel sont déjà dans leurs
premières phases de construction.
En attendant, les pays européens poursuivent leur politique
de sécurisation énergétique. Les opérateurs vont continuer à
construire de nouveaux pipelines et à modifier l’utilisation
des infrastructures existantes. Et les prestataires de services de
fournir des solutions d’intégrité avancées et complètes qui
aideront l’Europe à atteindre plus rapidement et en toute
confiance ses objectifs.
NAM est dédié à la création d’un
avenir énergétique durable
Nederlandse Aardolie Maatschappij BV (NAM) fait
de l’exploration et de la production de pétrole et de
gaz aux Pays-Bas depuis 1947. Aujourd’hui, NAM est le
premier producteur de gaz naturel aux Pays-Bas, avec
une production annuelle en 2012 de 59,6 milliards de
mètres cubes, ce qui représente 75 % du total de la
demande néerlandaise en gaz naturel. Le gisement de
Groningue représente environ 70 % de la production de
gaz de NAM, le reste provient de plus de 175 champs
moins importants sur le territoire néerlandais et en mer
du Nord. NAM continue également de produire du pétrole,
qui représente un cinquième de la production aux Pays-
Bas. La société s’est engagée à oeuvrer pour la nation
néerlandaise en employant des techniques innovantes
permettant d’optimiser la production et d’assurer un
approvisionnement en énergie sûr et durable.
NAM a deux actionnaires : Shell (50 %) et ExxonMobil
(50 %). NAM met en oeuvre les processus opérationnels
de Shell et ses systèmes de sécurité. 27
Surmonter les défis en 3D DEPUIS LA PAGE 11

PhasesFourBY THE
NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING
28 29
ZOOM
SUR
Les Quatre Phases
D’UN PROCESSUS DE RACLAGE PROGRESSIF
1
2
3
4
MOUSSE Les racleurs en mousse sont peu coûteux et indispensables. Ils fournissent des informations utiles aux opérateurs concernant l’état de leur
conduite et la faisabilité du raclage. Souple et résistant, le racleur en mousse fournit lors de son inspection visuelle après son passage dans la conduite des
données qui vont souvent enclencher l’étape suivante de ce processus progressif.
CHIMIQUE Le traitement chimique est réalisé par l’injection d’une substance chimique entre deux racleurs en uréthane, avec pour finalité de diminuer la cohésion de tous les
contaminants et débris qui se sont attachés à la paroi de la conduite. Les disques de ces racleurs de séparation contribuent également à détacher les débris qui se trouvent en amont et en
aval de la substance chimique. Les racleurs de séparation racleurs de séparation contribuent également à détacher les débris qui se trouvent en amont et en aval de la substance chimique.
URÉTHANE Les racleurs en uréthane sont utilisés dans la phase que l’on peut vraiment qualifiée de “progressive”. Il existe tout un ensemble de
modèles de racleurs de ce type qui vont de simples moulages en uréthane avec coupelles et disques à des modèles à armature métallique, de nature très
agressive, équipés de coupelles et disques en uréthane moulé et de centaines, voire des milliers de fines brosses en acier.
SPECIALISÉ Les défis uniques des opérateurs de pipelines demandent des solutions uniques, tels que des systèmes de raclage en acier ultra-agressifs avec des
mandrins en acier à ressort (pour enlever les dépôts de corrosion à l’intérieur des piqûres), ainsi que des systèmes de pulvérisation (pour l’élimination des débris).
UN FLUX REDUIT ET
UNE AUGMENTATION EN
COMPRESSION signifient que les
opérateurs de pipeline courent des risques
opérationnels et perdent des profits.
Afin d’atténuer ces pertes inutiles et de
maximiser le débit du pipeline, l’industrie
compte sur le raclage progressif.
En raison de la variété de facteurs
complexes propres à chaque pipeline, le
développement et la mise en œuvre d’un
programme de raclage progressif sont un
véritable défi. Pour simplifier le processus,
le programme peut être divisé en quatre
phases principales : mousse, produits
chimiques, uréthane, et produits
spécialisés. L’ordre des phases de raclage
et le choix des outils de raclage mis en
oeuvre dépendra des caractérisques de la
conduite et de son état.
5% DE DÉPÔTS GROSSIERS
>30% de réduction du débit
>100% plus de pression
5% DE DÉPÔTS LISSES
10% de réduction du débit
30% plus de pression
TUYAU PROPRE
Pas de réduction du débit
Pression Normal

Amérique du Nord & Amérique du Sud
Europe / Afrique / Moyen Orient
Asie / Pacifique
Offshore Services
+1 918 447 5000
+32 67 28 3611
+65 6364 8520
+47 51 44 32 40
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