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2 | PERSPECTIVES DE LA DIRECTION

Renforcer notre présence dans l’industrie du pétrole et du gaz

4 | PERSPECTIVE MONDIALECommentaires d’industriels du monde entier

6 | ZOOM SUR LA TECHNOLOGIE

Élaborer le bon plan pour oublier le terme « non raclable »

8 | IMPORTANCE DE LA SÉCURITÉ

Acquérir une légitimité sociale et bâtir des relations

10 | PERSPECTIVES FUTURESPromouvoir des processus alternatifs de qualification des canalisations

12 | RAPPORT SUR LE MARCHÉ

Tirer profit d’une conjoncture de prix bas du pétrole

20 | POINTS DE CONTACTÉvénements, articles et conférencesconcernant les pipelines

28 | EN CHIFFRESLes 5 pourquoi de l’automatisation du raclage

14 | Tester encore et toujoursAssurer une compréhension plus complète de l’intégrité des pipelines en associant des tests sous pression éprouvés à une technologie d’inspection interne d’avant-garde.

22 | Prévention des pertes et assurancesComprendre l’avantage supplémentaire apporté par les programmes de prévention des pertes dans l’optimisation des coûts d’assurance.

SECTIONS

RÉDACTEUR EN CHEF Jim Myers MorganDIRECTEUR DE LA RÉDACTION Waylon SummersDIRECTRICE ARTISTIQUE Kat EatonPRODUCTION DE CONCEPTION Mullerhaus.netPRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward MankinPHOTOGRAPHIE Adam Murphy, Scott Miller

T.D. WilliamsonAmérique du Nord et du Sud +1 918 447 5000Europe/Afrique/Moyen-Orient +32 67 28 3611Asie-Pacifique +65 6364 8520Services Offshore +47 5144 3240www.tdwilliamson.com

Désirez-vous partager votre point de vue sur le contenu de notre magazine ?Envoyez-nous un e-mail : Innovations@tdwilliamson.com

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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.© T.D. Williamson, Inc. 2015 Toute reproduction totale ou partielle sans autorisation est interdite.

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PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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EN CHIFFRES

AUGMENTATION et RÉDUCTION au bon endroit. Prenons l’exemple de cet opérateur du bassin schisteux d’Eagle Ford qui automatise le raclage pour augmenter l’efficacité de son système tout en diminuant ses coûts.

Comme l’opérateur a été en mesure de pré-charger plusieurs sphères, de les programmer et de les lancer automatiquement, les techniciens ont dû revenir moins souvent sur le site, ce qui a réduit leur temps de conduite et les risques opérationnels.

Après une année de mise en œuvre de l’automatisation du raclage, l’opérateur a réduit ses émissions de méthane d’une valeur égale aux émissions de 558 automobiles sur la même période.

85 % DE RÉDUCTION EN HEURES/KILOMÉTRAGE

PRODUCTION augmentée grâce à un débit grandement renforcé, résultant du chargement de racleurs/outils multiples, du lancement automatique des racleurs et de l’élimination régulière des liquides.

ÉCONOMIES SUR LES COÛTS DE SANTÉ, DE SÉCURITÉ ET ENVIRONNEMENTAUX grâce à la réduction du kilométrage parcouru et des risques de blessures sur le terrain ; émissions de méthane réduites.

Réaffectation possible du PERSONNEL, grâce à la réduction du nombre de techniciens nécessaires sur le terrain pour lancer et réceptionner les sphères, les racleurs et les outils d’inspection.

Coûts D’EXPLOITATION plus faibles grâce à la réduction de la consommation de carburant et d’électricité, de la maintenance et du risque d’arrêt des installations ; manœuvre réduite de la vanne, d’où une prolongation de sa durée de vie.

Coûts de CONFORMITÉ réduits de manière proactive,  par le respect des critères du programme Natural Gas STAR Methane Challenge de l’Agence de protection de l’environnement (EPA) basé sur le volontariat.

70 %de réduction

64 %de réduction

4 %de réduction

39 %de réduction

émissions

de méthaneréduites

32 %d’augmentation

après l’automatisation

avant l’automatisation

TIGES DE LANCEMENT DOUBLES

SPHÈRE

Ne prend pas en compte totalement les économies

de carburant et d’électricité.

558 AUTOMOBILES PARCOURANT UN KILOMÉTRAGE MOYEN SUR UNE ANNÉE

risques

opérationnelsréduits

LANCEMENT AUTOMATIQUEComment le raclage est-il automatisé ?

» Chargement de plusieurs sphères en une seule fois

» Contrôleur logique programmable

» Système de lancement à entraînement hydraulique

L’automatisation offre l’avantage supplémentaire de réduire le nombre d’opérations d’ouverture et de fermeture de la porte et de la vanne.

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pourquoi de l’automatisation du raclageLes cinq

The Ageing Pipelines Conference is aimed at sharing knowledge and featuring the latest achievements relative to the assessment, use, and maintenance of both high-pressure (cross-country/offshore) transmission and low-pressure distribution ageing gas and oil pipeline systems.

Conference | 7-9 October, 2015Topics will include:• In-line inspection and defect-sizing accuracy• Material properties and test requirements• Code developments: vintage vs new codes• Girth welds: inspection and assessment• Crack-arrest capabilities• Fatigue testing• Routeing issues, third-party damage• Coating properties, cathodic protection, corrosion• Data management• Risk management.

Training courses preceding the conference | 5-6 October, 2015Advanced Pipeline Risk Management with Kent Muhlbauer of WKM ConsultingDefect Assessment in Pipelines with Dr Phil Hopkins of Phil Hopkins Ltd Pipeline Repair, Hot Tapping, and In-Service Welding with Bill Bruce of DNV GL

For more information or to register, visit www.ageingpipelinesconference.com

Register today!

ORGANIZERS

« Les excuses ajoutées à la sous-performance ne créent pas la performance. Le client se moque de vos excuses. Il veut simplement que le problème soit résolu. »

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J’ai manqué plus de 9 000 shoots dans ma carrière. J’ai perdu presque 300 parties… J’ai échoué de nombreuses fois au cours de ma vie. Et c’est la raison pour laquelle j’ai réussi. – Michael Jordan, la légende du basket-ball américain

Qui oserait dire que la carrière de Michael Jordan, sans doute le meilleur joueur de basket-ball de tous les temps et intronisé au Temple de la renommée, est un échec ? Il admet pourtant lui-même qu’il a failli de nombreuses fois, mais que ce sont en fait ses échecs qui lui ont permis de réussir.

La capacité de sortir plus fort des épreuves, de « s’approprier » ses erreurs et d’en tirer les leçons est un trait commun chez les athlètes brillants, qu’ils soient professionnels ou amateurs. Je crois que ce comportement est tout aussi nécessaire dans l’industrie des pipelines que sur le terrain de jeu.

Par expérience, je sais que dans les entreprises, les équipes les plus talentueuses sont celles qui, comme Michael Jordan, refusent d’être des victimes. Elles ne cherchent pas d’excuses ou quelqu’un à blâmer lorsqu’elles n’atteignent pas leurs objectifs. Elles veulent au contraire trouver des solutions pour réussir à la prochaine tentative.

Les excuses ajoutées à la sous-performance ne créent pas la performance. Le client se moque de vos excuses. Il veut simplement que le problème soit résolu.

Mais « l’appropriation » n’est pas la seule manière dont les athlètes relèvent leur niveau de jeu. Leurs autres stratégies peuvent également nous aider. • Définir des objectifs. Tout comme le coureur à pied qui augmente sa cadence

semaine après semaine, l’équipe performante vise toujours plus loin. Si elle a un obstacle à surmonter, elle ne revient pas à l’objectif d’origine : ce ne serait qu’un simple rattrapage. Bien au contraire, elle va définir un objectif encore plus ambitieux.

• Rester concentré. Selon un principe économique, « 80 % de vos résultats proviennent de 20 % de vos efforts ». Pour répondre à des attentes élevées, les équipes qui réussissent se concentrent principalement sur les trois premiers éléments qui pourraient les empêcher d’atteindre leurs objectifs.

• Exécuter et répéter. Vous avez sans doute entendu des athlètes dire qu’ils se trouvaient « dans la zone », là où la performance est exceptionnelle, régulière et quasi automatique. En entreprise, une équipe ressent la même chose lorsqu’elle maintient la cadence en remplissant ses objectifs tous les jours, toutes les semaines et tous les mois.

• Croire. Les équipes très performantes croient fermement à leurs succès et en font l’éloge. Elles ajustent ensuite leurs attentes pour viser encore plus haut.

Tout le monde ne peut pas effectuer les prouesses physiques d’un athlète intronisé au Temple de la renommée. Mais en appliquant certains des principes qui l’ont porté au pinacle, nous pouvons, en tant qu’industriels, atteindre plus facilement nos objectifs communs de performance et de sécurité.

LEON WOLMARANSVICE-PRÉSIDENT, FABRICATION ET

APPROVISIONNEMENT 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

Rehaussez votre niveau de jeu

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LES PIPELINES ONT BESOIN DE PLUS DE VISIBILITÉ DANS LE PROCESSUS DES AUTORISATIONS

Martin Edwards

VICE-PRÉSIDENT – DIRECTEUR DES AFFAIRES LÉGISLATIVES,ASSOCIATION AMÉRICAINE INTER-ÉTATS DU GAZ NATUREL (INGAA)

UNE NOTE TECHNIQUE SUR LA SITUATION DES CONTRÔLES NON DESTRUCTIFS (CND)

De bonnes pratiques de gestion de l’intégrité des pipelines sont essentielles pour garantir la sécurité des opérations. Actuellement, l’évaluation de l’état des conduites se fait en combinant les données issues d’une ou plusieurs techniques de détection par inspection interne (ILI), comme la perte de flux magnétiques (MFL), d’une ou plusieurs mesures par ultrasons, de tests de dureté réalisés avec un pénétrateur directement dans le fossé et, éventuellement, d’un nombre limité de tests sur coupons et de tests destructifs.

Idéalement, nous aimerions avoir une cartographie des paramètres de résistance locaux sur tous les points d’un pipeline, comme pour les épaisseurs de paroi, mais en ajoutant les valeurs de limite élastique, résistance à la traction, température de transition et ténacité. Il n’existe actuellement aucune technologie complémentaire à l’outil ILI pour fournir de telles données. Cela fait des décennies que l’obtention des propriétés mécaniques par des contrôles non destructifs (CND) constitue un véritable « Graal ». Il existe aujourd’hui un espoir que certaines technologies puissent (au moins partiellement) combler cette absence d’analyse et caractériser le matériau pour compléter la cartographie des défauts.

Plusieurs groupes ont signalé que lorsque les données courantes de l’outil ILI sont analysées, par exemple après une inspection par MFL, des différences nettes dans les réponses (comme pour la couleur ou le bruit de fond) apparaissent entre les sections de tuyauterie ayant des propriétés mécaniques différentes. La question reste ouverte sur la signification et la quantification de ces différences et sur la façon dont ces indications, en association avec de futurs ensembles de détection correctement optimisés, pourraient permettre d’estimer les propriétés des tuyauteries, comme la limite élastique.

Les recherches se poursuivent pour identifier les caractéristiques microstructurales des aciers de pipeline les plus pertinentes pour déterminer les propriétés mécaniques intéressantes, ainsi que pour identifier et développer des techniques de mesure par évaluation non destructive (END) de ces caractéristiques, ce qui pourrait constituer la base des évaluations de l’état du matériau dans le fossé. Différentes méthodes par ultrasons et électromagnétiques sont en cours d’évaluation.

Pour des informations complémentaires ou pour proposer des échantillons d’acier caractéristiques des pipelines, veuillez contacter le Centre des END, Université de l’État d’Iowa – bondlj@iastate.edu.

Leonard J. Bond, F.AAAS., F.Inst.P.DIRECTEUR – CENTRE DES ÉVALUATIONS NON DESTRUCTIVES,UNIVERSITÉ DE L’ÉTAT D’IOWA

Commentaires d’industriels du monde entier

Les opérateurs de pipelines de gaz naturel inter-États, ainsi que leurs clients, ont besoin d’une plus grande visibilité dans le processus des autorisations afin de pouvoir bâtir les innombrables infrastructures qui permettront à la nouvelle production nationale de répondre à une demande en augmentation. L’Association américaine inter-États du gaz naturel (INGAA) soutient fermement une législation en faveur de plus de transparence et de visibilité dans le processus toujours plus long d’homologation et d’autorisation des pipelines.

Une étude de la fondation INGAA réalisée en 2014 a révélé qu’il serait nécessaire d’investir 313 milliards de dollars en infrastructures gazières, notamment en pipelines, stations de compression et installations de stockage et

de traitement, sur les 20 prochaines années, et ce essentiellement pour répondre à la demande croissante de génération d’électricité et aux besoins industriels. Ces projets sont indispensables pour permettre au public américain de profiter des avantages d’un gaz naturel domestique économique et abondant et pour contribuer à la croissance de l’économie.

Bien que la Commission fédérale de régulation de l’énergie (FERC) soit le principal régulateur économique des pipelines de gaz naturel inter-États et qu'elle définisse l’intérêt public des projets de pipelines, ces derniers nécessitent d’innombrables permis fédéraux et de l’État avant de lancer leur construction. Le processus de la FERC fonctionne relativement bien et assure une bonne visibilité, mais ces autres permis ont retardé de plus en plus les projets récents.

L’administration Obama a dernièrement diffusé son Analyse quadriennale de l’énergie (QER) qui concerne toutes les formes de transport d’énergie, notamment les pipelines. La QER recommande une plus grande coordination entre les agences et un recouvrement des coûts pour la modernisation des pipelines, deux sujets que nous soutenons sans réserve à l’INGAA. Nous avons aussi apprécié la demande de ressources supplémentaires pour les principales agences fédérales concernées par la sélection des sites, les autorisations et l’analyse des projets d’infrastructures, notamment les pipelines, ainsi que la reconnaissance du besoin de réformes statutaires pour renforcer la coordination entre les agences en charge des autorisations de projets d’installations d’énergie.

Pour permettre à notre nation de bâtir les infrastructures énergétiques dont elle a besoin, il est essentiel d’agir rapidement pour la sélection des sites et les autorisations. Il en est de même pour la construction des nouvelles installations qui doivent répondre à la demande actuelle et se moderniser pour respecter les contraintes de sécurité et d’environnement.

Les opérateurs de transport du gaz naturel poursuivent leur collaboration avec les décideurs pour améliorer le processus d’autorisation. Ils pourront ainsi bâtir des infrastructures énergétiques importantes aussi rapidement que possible tout en garantissant parfaitement la protection du public et de l’environnement.

Carte et mappemonde éditées sur freevectormaps.com

Ces projets sont absolument nécessaires pour permettre au public américain de profiter des avantages d’un gaz naturel domestique économique et abondant et pour contribuer à la croissance de l’économie.

ÉCHANTILLONS DE DONNÉES END

Perspective mondiale

Données sur la limite élastique : courbe de résistance à la traction

Données sur l’épaisseur réelle de paroi (AWT)

Antenne réseau à commande de phase

Données sur la limite élastique : charge vs. profondeur

Outre cet amas considérable, qui ralentissait considérablement le débit, deux autres problèmes ont été soulevés sur la faisabilité du raclage : l’âge du pipeline (il date des années 70) et une conception interne avec des raccordements en biseau qui rendaient impossible la navigation des racleurs, le nettoyage ou l’inspection de la tuyauterie.

Pour surmonter ce problème complexe, l’opérateur a fait appel au fournisseur de services aux pipelines T.D. Williamson, qui lui a proposé une solution en plusieurs étapes :

• installer des dispositifs de lancement et de réception de racleur sur des points stratégiques de la tuyauterie ;

• retirer et remplacer les raccordements en biseau par des tuyaux pouvant accepter les racleurs de nettoyage et d’inspection ;

• faire circuler un racleur étalon pour s’assurer que les outils de nettoyage et d’inspection pouvaient parcourir le pipeline ;

• utiliser des techniques de nettoyage progressif sur la tuyauterie avec 24 racleurs de nettoyage spécifiquement sélectionnés ;

• réaliser une inspection interne avec des outils haute résolution : technologie de déformation (DEF) pour détecter les anomalies géométriques, technologie de perte de flux magnétiques pour le gaz (GMFL) afin de localiser la corrosion, et unité de mesure inertielle XYZ pour la cartographie des conduites par GPS ;

• valider et analyser les données.

Comme les bons racleurs avaient été sélectionnés à chaque étape du nettoyage, le pipeline était en parfait état avant le début des inspections. Ainsi, les outils d’inspection interne ont pu fournir des données de très haute qualité, qui servent à l’opérateur pour planifier des réparations et d’autres travaux.

Mais la garantie de l’intégrité n’est pas le seul avantage que l’opérateur a pu retirer de ce programme de raclage.

Selon Stephen Miska, expert en solutions de raclage, le pipeline n’est pas

seulement plus productif (c.-à-d. rentable), mais sa durée prévue d’exploitation a également été prolongée.

« Le programme de raclage a maximisé le volume de produit pouvant s’écouler dans la canalisation et réduit les coûts de production associés », explique Stephen Miska. « Et même des pipelines qui ont 30, 40 ou 50 ans d’âge n’ont pas de limite connue pour leur durée d’exploitation, à condition qu’ils soient correctement et régulièrement nettoyés, inspectés et contrôlés pour la corrosion. »

Comme dans le cas de Don Quichotte, il est dérisoire de combattre des ennemis imaginaires. Mais comme l’exemple du pipeline polonais le prouve, on peut obtenir des résultats prodigieux en choisissant sa bataille.

QUEL RACLEUR FAUT-IL CHOISIR POUR NETTOYER AU MIEUX UN PIPELINE ?

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Peut-être qu’un Don Quichotte sommeille en chacun de nous.Comme ce héros de la littérature espagnole qui ferraillait contre les

moulins à vent, confondus avec des géants, nous affrontons tous parfois des ennemis imaginaires, même dans le monde très réel de l’intégrité des pipelines. Aujourd’hui par exemple, certains opérateurs de pipelines s’inquiètent du fait que leurs anciennes conduites non raclables les empêcheront de se conformer aux exigences réglementaires toujours plus sévères sur les inspections internes.

Mais la notion de conduite non raclable n’est peut-être que le fruit de notre imagination.

Certes, les pipelines peuvent être difficiles à racler : certains n’ont pas de dispositif de lancement et de réception, tandis que d’autres ont des problèmes de conception ou des dommages qui limitent les possibilités de raclage. D’autres peuvent être encombrés par la paraffine (voir la formation schisteuse d’Eagle Ford) ou des débris (nous en parlerons ultérieurement). Lors de l’acquisition d’un pipeline, l’absence de dossiers ou des hypothèses sur les pratiques de raclage peuvent faire croire à l’opérateur que la conduite n’est tout simplement pas raclable.

Cependant, avec des efforts (une reconstruction, des modifications, peut-être un bon nettoyage), il n’y a virtuellement pas de raison pour qu’un réseau de pipelines ne puisse pas être raclable.

Et un système qui devient raclable peut faire de la conformité réglementaire une réalité.

En retirant les accumulations et en polissant un pipeline, on le rend non seulement fonctionnel, mais également plus productifCertains opérateurs ne veulent pas racler leurs pipelines car ils craignent qu’un racleur de nettoyage ou un outil d’inspection ne reste coincé. Après tout, le retrait d’un outil bloqué coûte du temps et de l’argent, ce qui peut avoir un impact sur la production et le flux de produit.

L’été dernier, l’opérateur du système polonais de transport de gaz national a surmonté ses craintes en nettoyant et inspectant une section de pipeline de 71 cm (28 po) tellement encombrée qu’il a retiré pas moins de 3,5 tonnes de débris divers sur un tronçon de 11 km (6,8 mi).

Parvenir à racler la conduite non raclable

Avec des efforts (une reconstruction, des

modifications, peut-être un bon nettoyage), il n’y a virtuellement pas de

raison pour qu’un réseau de pipelines ne puisse

pas être raclable.

Un pipeline propre peut non seulement assurer la conformité, mais aussi améliorer la production et le contrôle de la corrosion, ce qui augmente les revenus et diminue le risque de fuites ou de ruptures. Mais comment savoir quel racleur choisir ?

LES BROSSES MONTÉES SUR RESSORT retirent les dépôts durs internes comme le tartre et la corrosion.

LES DISQUES peuvent repousser les matières solides, notamment les débris, et se déplacer dans les deux directions.

LES LAMES 100 % URÉTHANE QUI DÉCOUPENT LA CIRE peuvent retirer les dépôts tendres comme la paraffine et la boue.

Bien qu’elles soient surtout utilisées pour assurer l’étanchéité des racleurs dans les pipelines, LES COUPELLES CONIQUES ÉTANCHES permettent aussi de nettoyer et d’évacuer l’eau.

DES CONFIGURATIONS PERSONNALISÉES peuvent résoudre des problèmes de nettoyage particuliers : la longueur du racleur peut être modifiée, et les coupelles et les disques peuvent être redisposés selon un ordre précis. De plus, certains racleurs peuvent être modifiés si la tuyauterie est très épaisse ou pour recevoir des transmetteurs qui permettent de les suivre.

Un réseau raclable susceptible de recevoir des outils d’inspection interne permet à l’opérateur d’exécuter un plan complet de gestion de l’intégrité reconnu par la plupart des régulateurs gouvernementaux.

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Plus de chemin cahoteux Lorsqu’une épidémie de listériose, une maladie potentiellement mortelle provoquée par des bactéries contenues dans les aliments, a été reliée à la fabrication des glaces Blue Bell®, la réaction du public a bien entendu été rapide… et sans doute différente de ce à quoi on pouvait s’attendre.

Au lieu de l’indignation générale face à la contamination, laquelle força l’entreprise à fermer provisoirement ses installations et à rappeler ses produits, des panneaux proclamant « Dieu bénisse Blue Bell » surgirent partout dans les champs, comme des lupins au printemps, sur des kilomètres autour du siège social américain de l’entreprise, dans le sud-est du Texas. Les acheteurs griffonnèrent des hommages sur les avis de rappel scotchés sur les congélateurs de supermarchés. Après la publication de photos de camions de livraison qui étaient en fait vides, la réponse de l’entreprise sur Facebook a déclenché 20 000 « J’aime », plus de 11 000 « Partager », et une vague de dévotion qui tournait presque au culte.

La réaction était particulièrement surprenante, car c’était bien plus qu’un écart mineur de sécurité : on estime que les crèmes glacées contaminées de Blue Bell ont entraîné la mort de trois personnes et en ont rendu malades dix autres dans plusieurs États.

Aussi, pourquoi la réaction de la communauté a-t-elle été plus forte après les retraits très rapides de la marque que suite au problème sanitaire qu’elle a provoqué ?

Et surtout, que faudrait-il pour que les opérateurs de pipelines obtiennent le même type de reconnaissance de la part du public ?

Deux mots : légitimité sociale.

Impact minimal, sécurité maximaleLa légitimité sociale est le niveau de confiance et d’acceptation d’une entreprise auprès de sa communauté et de ses partenaires. En substance, c’est ce que le public pense de vous. Dans le cas de Blue Bell, cette entreprise a acquis sa légitimité sociale grâce à un historique irréprochable de 108 années de

sécurité pour le consommateur, une bonne citoyenneté d’entreprise et une image interne soigneusement entretenue.

Mais la légitimité sociale ne concerne pas uniquement les produits grand public. La recherche de la légitimité sociale est en fait essentielle pour les opérateurs de pipelines, car ils ont besoin du soutien de leurs communautés locales et des gouvernements pour faire aboutir les projets qu’ils proposent. La controverse autour du pipeline Keystone XL illustre combien il est difficile d’avancer sans l’acceptation du public. Et, avec une sensibilité de plus en plus forte sur la sécurité des pipelines, même si le nombre d’incidents a diminué, obtenir la légitimité sociale peut relever d’un objectif hors de portée.

Mais il peut être atteint, affirme le Dr Abdel M. Zellou, expert en collecte et du secteur intermédiaire. La clé, dit-il, réside dans le fait « d’adopter une approche intégrée et proactive pour minimiser l’impact sur la communauté et maximiser la sécurité de cette dernière pendant la construction et l’exploitation du pipeline. »

À titre d’exemple, Abdel M. Zellou fait mention des activités de Spectra Energy qui a préparé une extension de 30 km des pipelines de transport du gaz, de Linden, dans le New Jersey, jusqu’à Manhattan, à New York.

Plusieurs années avant le début du projet, l’entreprise a lancé une initiative de communication qui a donné lieu notamment à 350 réunions avec des groupes de la communauté, des écologistes et des responsables locaux. Ces réunions ont donné l’occasion au public de connaître le projet, mais plus que cela, les gens ont pu faire connaître leurs préoccupations, qui concernaient principalement la sécurité, un domaine prioritaire, et les risques d’interruption des livraisons.

Spectra Energy a ainsi non seulement résolu des problèmes mais en a prévenu d’autres, par exemple en détournant une route pour éviter complètement des propriétés résidentielles ou en réalisant un forage horizontal sous une autoroute pour ne pas perturber gravement le trafic. En recherchant et en prenant en compte l’avis du public, Spectra Energy a vu grandir considérablement le soutien à son projet de pipeline au fil du temps.

Bâtir la confiance par le dialogue

Cela ne signifie pas que l’extension du pipeline a été totalement acceptée par le public. Un soutien absolu est un objectif inatteignable, même pour Blue Bell avec ses « J’aime », qui reste soumise à des contrôles pour violation du code sanitaire.

Mais, selon Abdel M. Zellou, l’inclusion des communautés dans le dialogue a grandement contribué à l’acquisition d’une légitimité sociale par Spectra Energy.

« Les gens ont le droit de savoir que les pipelines de leur communauté sont exploités en toute sécurité », précise-t-il. « En montrant au public comment vos activités de prévention des risques permettent de parvenir à zéro incident, vous créez de la confiance et vous obtenez au bout du compte une légitimité sociale. »

Les opérateurs de pipelines ne déclencheront sans doute jamais la même ferveur qu’un bac de glace à la menthe et aux pépites de chocolat. Mais en répondant aux attentes du public, ils découvriront que le chemin vers le soutien de leur communauté et la légitimité sociale est beaucoup moins cahoteux.

I M P O R TA N C E D E L A S É C U R I T É

Comment l’acquisition de la légitimité sociale peut faciliter le travail

des opérateurs de pipelines.

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Dans l’écosystème de l’exploitation, chacun concourt à obtenir la légitimité sociale

La légitimité sociale concerne généralement l’acceptation par une communauté locale ou l’approbation du projet d’une entreprise ou de sa présence permanente dans une région. Bien qu’elle ne s’intègre pas dans une autorisation formelle ou un processus réglementaire, l’obtention d’une légitimité sociale est de plus en plus considérée comme obligatoire pour le développement, le transport, la production et la distribution des ressources en hydrocarbures.

La légitimité sociale existe, bien qu’elle ne figure dans aucun processus réglementaire formel. Les agences gouvernementales ne la décernent pas ; les entreprises doivent la conquérir.

Mais les régulateurs peuvent jouer un rôle en aidant les opérateurs de pipelines à nourrir cette légitimité sociale. Selon le Dr Abdel M. Zellou, expert en collecte et du secteur intermédiaire, les entreprises de services, les opérateurs du secteur intermédiaire et les régulateurs font tous partie d’un réseau interdépendant qui fait des pipelines le moyen le plus sûr pour transporter des hydrocarbures. Chacun aide donc à forger l’opinion du public et obtenir son acceptation.

Abdel M. Zellou affirme que l’obtention de la légitimité sociale par les opérateurs de pipelines « est une nécessité et non pas une option ». Il souligne également que le travail collaboratif est une nécessité pour que l’écosystème soit en équilibre.

« S’il y a un problème de sécurité, nous ne pouvons pas lancer la balle par-dessus la barrière et accuser

quelqu’un d’autre », déclare le Dr Zellou. « Le public doit avoir la certitude que tout est réalisé correctement, et ce par tout le monde et à chaque étape. »

COMMUNAUTÉS

RÉGULATEURSINDUSTRIE

OpérateursEntreprises de services

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Les opérateurs offshore cherchent à éviter les tests hydrostatiques

grâce à des processus alternatifs de

qualification des tuyauteries.

S’il est approuvé par les gouvernements concernés, le Projet polyvalent de pipeline Oman-Inde (OIDMPP) en eau profonde de 5,6 milliards de dollars pourrait devenir, tel qu’il est proposé, la conduite offshore la plus longue et la plus profonde du monde. Cette conduite gigantesque va s’étendre sur 1 600 km (994 mi) d’Oman à l’Inde au fond de la mer d’Arabie et transporter du gaz naturel et d’autres produits pétroliers du Moyen-Orient jusqu’en Inde à des profondeurs allant jusqu’à 3 400 m (11 154 pi).1

C’est un projet ambitieux, et il nécessite des mesures rigoureuses de qualification de la conduite pour détecter les défauts avant qu’ils ne créent un danger pour la sécurité des personnes ou ne provoquent des dommages environnementaux et économiques massifs.

Les opérateurs réalisent généralement des tests de pression de service maximale autorisée (MAOP) dans les nouvelles conduites de pétrole et de gaz en les remplissant d’eau de mer inhibée et en augmentant la pression pour détecter des fuites ou des défauts éventuels. Ce procédé, désigné test de pression hydrostatique, constitue depuis les années 1950 la norme avant la mise en service des pipelines et est exigé par tous les organismes réglementaires dans le monde.

Des décennies plus tard, le test hydrostatique est encore considéré comme très efficace et de grande valeur. Mais imaginez les problèmes posés par un test hydrostatique sur un projet sous-marin de l’échelle du pipeline Oman-Inde,

qu’il s’agisse de repérer les fuites ou de disposer d’un demi-milliard de litres d’eau de mer chimiquement inhibée. Et bien qu’il s’agisse d’un exemple extrême, même des projets comparativement plus réduits peuvent poser les mêmes difficultés, en particulier en mer profonde.

Aucun industriel du secteur ne remet en cause l’importance d’identifier et de corriger les défauts sur les pipelines avant leur mise en exploitation. La question est : si vous prenez en compte les coûts et les problèmes liés aux tests hydrostatiques sous-marins, existe-t-il une autre méthode pour obtenir le même résultat ?

De plus en plus d’opérateurs sous-marins et d’entreprises de construction prétendent qu’il existe un autre moyen : ils ont demandé aux régulateurs l’autorisation d’éviter le test hydrostatique et d’utiliser un procédé alternatif pour qualifier la conduite.

Et, petit à petit, notre secteur semble envisager des alternatives au test hydrostatique. Les régulateurs ont accepté des dérogations dans plusieurs cas, dès lors que les opérateurs sont en mesure d’effectuer des tests alternatifs qui garantissent la sécurité. Dans les prochaines années, les régulateurs pourront accepter plus facilement des dérogations aux tests hydrostatiques dans la mesure où les méthodes alternatives approuvées en faible nombre démontreront leur fiabilité.

GROS AVANTAGES ; UNE « ARDOISE » SALÉE

Peter Carr, Responsable du risque, de la fiabilité et de l’intégrité des actifs chez INTECSEA à Houston, au Texas, et Ian Nash, Directeur des opérations et de l’acquisition des activités chez Peritus International Ltd. à Woking, en Angleterre, examinent la possibilité d’éliminer le test hydrostatique pour la pré-mise en service des pipelines sous-marins dans leur publication de 2014, « Eliminating the Precommissioning Hydrotest for Deepwater Gas Pipelines (Élimination du test hydrostatique de pré-mise en service pour les pipelines de gaz en eau profonde). »

« Au début, les défaillances pendant les tests étaient habituelles et ceux-ci avaient le grand mérite de révéler des défauts avant la mise en service des pipelines », écrivent-ils.

Peter Carr et Ian Nash conviennent cependant que le test hydrostatique reste la meilleure solution dans certains cas, en particulier lorsqu’une équipe de construction a des doutes sur l’intégrité de sa nouvelle conduite.

« En cas de suppression du test hydrostatique, le pipeline pourrait connaître une défaillance lorsqu’il est soumis à la pression de service pour la première

fois », écrivent-ils. « En cas de défaillance, les coûts de réparation supplémentaires et la production perdue/retardée pourraient être considérables à ce stade du projet. Sauf si l’on est certain que le test hydrostatique ne révélerait aucun défaut, il est plus prudent de le conserver. »

Les avantages du test hydrostatique ont cependant un prix très fort dans un environnement sous-marin. Par exemple, si le test génère un défaut, le retrait et le remplacement d’une section de conduite sur le fond de la mer sont beaucoup plus complexes, coûteux et longs que pour une opération sur terre. Il y a également le risque posé par les pipelines de gaz sur le plancher océanique.

« Le fond de la mer présente des ondulations », indique George Lim, Directeur du développement des marchés offshore chez T.D. Williamson (TDW). « Il n’est ni droit ni de niveau, il y a des rochers et même des formations montagneuses, c’est pourquoi certains tronçons de conduite ne sont pas supportés après la pose du pipeline. »

Lorsqu’une conduite de gaz, lourde et remplie d’eau, est posée sur un fond de mer rocheux sans être supportée, les portions concernées peuvent subir des contraintes excessives.

Et ça n’est qu’un problème parmi d’autres pour les conduites sous-marines. L’élimination de l’eau utilisée pour les tests hydrostatiques, fréquemment de l’eau de mer contaminée par des produits chimiques, coûte du temps et de l’argent.

DES AVANCÉES PROGRESSIVES

À ce stade, les opérateurs de pipelines sous-marins n’ont pas encore les moyens d’élaborer des programmes alternatifs de tests sur les conduites, car les régulateurs doivent encore définir des pratiques recommandées pour le processus dans son ensemble. Cependant, DNV GL, qui a créé, en partenariat avec les opérateurs de pipelines, un grand nombre de normes, spécifications d’entretien et pratiques recommandées reconnues internationalement, a élaboré une norme universelle d’approbation des demandes de dérogation destinée à tous les organismes réglementaires.

Cette norme, DNV-OS-F101*, inclut différentes exigences pour accorder des dérogations, notamment :

• La réalisation d’un test en pression en usine.

• L’exécution d’un programme d’inspections et de tests sur la totalité du réseau de conduites sous-marines pour démontrer l’obtention d’un même niveau de sécurité que celui du test sous pression.

De nouvelles dérogations pourraient être accordées sur LES TESTS HYDROSTATIQUES DES PIPELINES EN EAU PROFONDE

P E R S P E C T I V E S F U T U R E S

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Projet de pipeline Oman-Inde (OIDMPP) multifonction en eau profonde

Glissement de

terrain à Oman

Glissement de terrain

dans le Gujurat

Glissement de terrain en Iran

1 Note du rédacteur : le projet Oman-Inde décrit dans cet article est une nouvelle proposition pour le pipeline sous-marin en eau profonde allant du Moyen-Orient jusqu’en Inde, actuellement bloqué.

*Consultez toutes les normes de DNV GL sur www.dnvgl.com/rules-standards.

PAGE 14 : vous pourrez en savoir davantage sur les tests

hydrostatiques dans l’article de couverture TESTER ENCORE ET

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PAR ABDEL M. ZELLOU, DOCTEUR.

DIRECTEUR DU DÉVELOPPEMENT DES MARCHÉS,

COLLECTE ET SECTEUR INTERMÉDIAIRE

T.D. WILLIAMSON

leurs partenariats de services stratégiques. Et, comme en amont, à un moment où le secteur intermédiaire commence à se concentrer sur ses offres de base, les prestataires de services stratégiques vont avoir un rôle d’intégrateur plus fort dans le développement des technologies.

Historiquement, les opérateurs ont travaillé avec les entreprises de services sur pipelines pour des besoins spécifiques et à petite échelle, comme une isolation ou un bypass pour réparer une section de pipeline corrodée. Cependant, des partenariats de services étendus déboucheront sur des projets de plus grande ampleur et des solutions plus globales au-delà des besoins simplement immédiats ou de court terme. Dans ce nouvel environnement économique, plus tourné vers l’externalisation, les secteurs intermédiaires et des services vont travailler ensemble pour relever des défis de grande envergure, comme l’amélioration de l’efficacité globale de réseaux entiers de pipelines.

Les prestataires de services vont s’adapter à ce nouveau paradigme en effectuant notamment de la R&D directement pour le compte des opérateurs intermédiaires. Tout comme le recentrage sur ses expertises clés, l’externalisation de la R&D est du simple bon sens économique : en fournissant de la R&D à plusieurs opérateurs, les prestataires de services vont renforcer leur technologie et la produire à un coût global plus faible.

Par exemple, un ingénieur R&D qui travaille pour Exxon ne produit de la technologie que pour Exxon. Mais si ce même ingénieur travaille pour une entreprise de services pour pipelines, il fait de la R&D pour l’ensemble du secteur au lieu d’une seule société.

Le coût est réparti et plusieurs opérateurs peuvent avoir accès à la technologie la plus récente pour une fraction du coût de son développement en interne.

Cette évolution vers des partenariats externalisés et orientés solutions augmentera l’efficacité globale de l’industrie pétrolière et gazière. Elle permettra d’apporter des réponses plus efficaces et plus économiques aux problématiques de la santé, la sécurité, l’intégrité des pipelines, le

maintien de la production, la réglementation et les relations avec les communautés.

Avec les avancées de notre industrie, je crois donc que ces partenariats étroits renforceront les deux secteurs grâce à des développements technologiques plus rapides et plus efficients.

Comme le prix du pétrole reste faible, la plupart des opérateurs cherchent des solutions pour réduire les coûts afin de préserver leur rentabilité. Mais certains, plus ingénieux, accroissent au contraire leurs dépenses pour racheter des concurrents. Durant le premier trimestre 2015, des géants du pipeline, comme Kinder Morgan et Energy Transfer Partners, ont dépensé des milliards en acquisitions en espérant mieux utiliser leurs actifs.

Energy Transfer Partners, par exemple, a prouvé que les entreprises les plus solides pouvaient prospérer dans un environnement de prix faible. Bien que cet opérateur du secteur intermédiaire ait réalisé une série d’acquisitions stratégiques avant la chute des prix du pétrole, ce fut sa fusion de 18 milliards de dollars avec Regency Energy Partners en janvier 2015, six mois avant la baisse, qui a démontré la force de l’entreprise.

Au cours du premier trimestre 2015, 32 fusions et acquisitions ont été enregistrées dans le segment intermédiaire, pour un total de 30,7 milliards de dollars. Ce à quoi nous assistons est la consolidation habituelle du secteur en période de prix faible du pétrole. C’est une situation très familière que j’ai déjà connue lorsque j’ai travaillé en amont de l’activité pour une grande entreprise pétrolière et gazière française dans les années 1990 et 2000. Dans une période où l’efficacité économique peut avoir différents sens, ce secteur industriel va se consolider, se spécialiser et nouer des partenariats.

Survivre à la récession : un bref rappel historique Jusqu’à la fin des années 90, les entreprises d’exploration et de production faisaient bien plus que cela : elles servaient de guichet unique et s’occupaient de tout, depuis la recherche et développement jusqu’au raffinage et la distribution. Lorsque le prix du pétrole se mit à chuter, les majors comme BP et Total achetèrent d’autres entreprises sur le marché, de taille plus ou moins importante.

Cette consolidation donna naissance à une nouvelle rationalité économique qui commença à refaçonner tout le secteur. Les grandes majors en amont amorcèrent un recentrage sur leurs domaines clés d’expertise : gestion des actifs (c.-à-d., gestion des champs pétroliers et gaziers). Tout le reste, services de forage, inspections, conformité réglementaire, fut externalisé.

Pour l’essentiel, l’industrie pétrolière et gazière commença à appliquer les fondamentaux de l’économie de marché : se concentrer sur ce que l’on fait de mieux et faire faire le reste par d’autres pour plus d’efficacité.

Les aspects économiques de l’externalisationSelon mon expérience, le secteur intermédiaire suit la tendance du secteur amont avec un décalage d’environ 20 ans, et c’est ce à quoi nous assistons actuellement. Les entreprises du secteur intermédiaire vont vraisemblablement continuer à se consolider tout en élargissant

Les avantages économiques de la consolidation, de la spécialisation et du partenariat

R A P P O R T S U R L E M A R C H É

Compte tenu de l’état du marché, l’objectif le plus important de notre industrie est d’améliorer son efficacité en assurant le maximum de sécurité, sur l’ensemble de la chaîne de production. Plus les processus de production seront efficaces, plus le prix du pétrole pourra baisser avant que l’industrie ne soit obligée de jeter l’éponge.

Pour le secteur intermédiaire, l’optimisation des débits et la réduction des coûts d’exploitation et

de maintenance sont les leviers de l’efficacité. Pour atteindre ces objectifs, les entreprises du secteur intermédiaire cherchent des prestataires de services qui les aident à développer une solution complète sur leur réseau de pipelines. Un exemple consiste à mettre en place un système de raclage automatisé pour réduire les frais de personnel, de HSE, de maintenance et de conformité, tout en augmentant les débits.

UN PRIX DU PÉTROLE FAIBLE ET SES EFFETS SUR LE SECTEUR INTERMÉDIAIRE

Abdel M. Zellou, Docteur.

... à un moment où le secteur [intermédiaire] commence à se concentrer sur ses activités de base, les PRESTATAIRES DE SERVICES STRATÉGIQUES vont tenir un rôle plus déterminant dans le développement des technologies.

Reportez-vous au document « En Chiffres » pages 28-29 pour plus

d’informations.

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Il est quasiment impossible de parler de l’intégrité des pipelines sans aborder les tests en pression, tels qu’ils ont été pratiqués sous une forme ou une autre depuis les années 1950. Au tout début, les opérateurs utilisaient des gaz inertes comme l’azote pour tester l’intégrité des pipelines ; une décennie plus tard, les travaux effectués par le Centre de recherche et développement de Battelle, basé à Columbus dans l’Ohio, ont permis d’utiliser le test hydrostatique pour déterminer la pression de service maximale autorisée (MAOP en anglais) sur les pipelines de gaz naturel.

Le test hydrostatique consiste à remplir un pipeline avec de l’eau puis à augmenter sa pression interne afin d’obtenir une marge de sécurité suffisante pour son exploitation. Le procédé permet aussi d’identifier les fuites en cas de défauts importants liés à la fabrication initiale, l’installation ou l’exploitation de la conduite. C’est un test très particulier dans le sens où un défaut sur le pipeline, bien qu’il constitue une mauvaise surprise, est toujours préférable à l’autre alternative : pour des raisons évidentes, il vaut mieux en effet détecter une fuite ou une rupture sur un pipeline pendant le test hydrostatique que pendant le transport du fluide.

Lorsque les fondements techniques de la gestion de l’intégrité ont été formalisés au début des années 2000, le test hydrostatique a été reconnu comme l’une des trois méthodes d’évaluation permettant de vérifier l’intégrité d’un pipeline dans les zones classées à conséquences élevées (High-consequence areas), les autres étant l’inspection interne (ILI) et l’évaluation directe.

Mais le test hydrostatique va-t-il continuer à jouer un rôle majeur dans les prochaines années ?

TESTER ENCORE ET TOUJOURS

Test en pression et inspections de lignesUn niveau de compréhension accru

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Le test hydrostatique restera sans aucun doute la méthode principale pour déterminer la pression de service maximale autorisée (MAOP) pour le gaz naturel et la pression de service maximale (MOP) pour les pipelines transportant du pétrole brut et d’autres fluides. Après tout, cette méthode produit des résultats parfaitement clairs, sans ambiguïté et d’une fiabilité éprouvée qu’il n’est pas possible de contester. Mais, dans le même temps, le test hydrostatique n’est pas parfait : malgré tous ses avantages, il a aussi ses inconvénients spécifiques. Alors que de nouvelles technologies et méthodes d’évaluation font leur apparition, et que les États-Unis redoublent d’efforts pour rassurer sur le bon fonctionnement de leurs anciens pipelines de gaz naturel, pétrole brut et autres fluides, l’industrie pétrolière et gazière examine de près le test hydrostatique pour en évaluer les points forts et les points faibles, ainsi que ses alternatives.

Confiance et informations irréfutables : les avantages du test hydrostatique L’un des plus gros avantages du test hydrostatique est qu’il fournit aux opérateurs des informations instantanées et irréfutables sur les défauts, indique Jerry Rau de la société de conseil sur les énergies RCP Inc., basée à Houston, Texas.

Avant d’entamer une carrière de consultant auprès de RCP après sa retraite, Jerry Rau avait travaillé 40 ans dans l’industrie pétrolière et gazière, essentiellement sur le contrôle de la corrosion et la gestion de l’intégrité. Il sait parfaitement combien

il est important d’identifier et de réparer les défauts critiques sur un pipeline, même lorsque cela conduit à une mise à l’arrêt de ce dernier.

Un autre avantage du test hydrostatique : il est considéré dans le monde entier comme une méthode éprouvée et fiable pour vérifier la MAOP et tester l’intégrité des pipelines. Comme le souligne Mark Hereth, un consultant sur les pipelines de pétrole et de gaz auprès de The Blacksmith Group, l’acceptation universelle de cette méthode est liée à la confiance qu’elle inspire : beaucoup de données confirment l’efficacité et la fiabilité du test hydrostatique. On peut consulter d’innombrables publications sur les succès obtenus avec cette méthode. C’est pour cela qu’en dépit de l’intérêt considérable et grandissant pour d’autres techniques, il n’est pas facile de lui tourner le dos. Pour pouvoir démontrer qu’il y a des alternatives au test hydrostatique, « les opérateurs et les entreprises pétrolières et gazières ont du pain sur la planche », souligne Mark Hereth.

Ce qui soulève une question importante : pourquoi notre industrie devrait-elle se soucier d’explorer des alternatives ou d’autres méthodes pour tester l’intégrité des pipelines et définir la pression de service maximale autorisées (MAOP) ?

Pourquoi se débarrasser d’une méthode fiable et éprouvée pendant des décennies ? Le temps, l’eau et l’argent : les inconvénients du test hydrostatiqueLe test hydrostatique est fiable, précis et accepté partout, mais il nécessite du temps, en particulier lorsqu’il s’agit d’un pipeline déjà en service.

Le processus nécessite de mettre à l’arrêt pendant toute la durée du test un pipeline opérationnel ; le temps nécessaire peut varier de deux jours à plusieurs semaines en fonction de plusieurs facteurs, notamment l’âge du pipeline, l’objectif du test et l’apparition éventuelle de défauts. Pour les opérateurs, cela signifie tout simplement fermer la « caisse enregistreuse » et gêner potentiellement les clients jusqu’à la fin du test, voire jusqu’à la réparation des défauts et jusqu’à la réalisation des tests de validation.

D’autres inconvénients ? Il vous faut de l’eau… beaucoup d’eau.

Comparativement aux opérateurs situés dans d’autres lieux (les déserts arides du Moyen-Orient ou les marécages gelés de Sibérie par exemple), les opérateurs nord-américains ont généralement plus de facilité à trouver de l’eau pour les tests hydrostatiques. Même dans les zones soumises à la sécheresse, comme le Texas de l’Ouest ou la Californie, il est généralement possible d’obtenir de l’eau, même si sa livraison sur le site ou son injection dans la canalisation coûte un peu plus cher. Mais à ce stade, la partie n’est encore qu’à moitié gagnée.

« Lorsque vous effectuez le test, vous devez extraire l’eau du pipeline », fait remarquer Jerry Rau. « Il vous faut ensuite tester l’eau, et peut-être la filtrer ou la traiter, avant de la stocker ou de la réintroduire. Cela peut prendre du temps et être très coûteux. »

Et enfin, il y a l’inconvénient le plus évident : le test hydrostatique est destructif par nature. Pour les pipelines plus anciens, cet inconvénient est en fait plutôt un avantage. Après tout, si une ancienne conduite risque de présenter un défaut, il vaut mieux que cela se produise pendant le test hydrostatique, car il n’y a pas de risque de dommages aux personnes et à l’environnement et pas de perte de production. S’agissant des défaillances, c’est vraiment le meilleur scénario possible : il permet de détecter et réparer les défauts avant qu’ils ne se transforment en désastres financiers.

Anciens pipelines :en assurer l’intégrité et la sécuritéDurant ces dernières années, quelques défaillances d’anciens pipelines, très médiatisées, ont attiré l’attention des professionnels du secteur et du grand public partout dans le monde. Ces incidents, bien

qu’ils soient relativement rares, ont remis en lumière la nécessité d’assurer l’intégrité et l’exploitabilité futures des pipelines les plus anciens aux États-Unis, notamment les quelque 290 000 kilomètres (180 000 miles) de conduites de transport de gaz naturel à terre installées avant 1970, au moment où le Département des transports des États-Unis (DOT) et le Bureau de la sécurité des pipelines (OPS) publiaient des règlements sur le test de pression hydrostatique des conduites de transport de gaz naturel.

Le Code de réglementation fédérale (CFR), titre 49, section 192 (« Transport du gaz naturel et des autres gaz par pipeline : normes fédérales minimales de sécurité ») est entré en application en novembre 1970 et a imposé à tous les nouveaux pipelines de transport de subir huit heures de test de pression hydrostatique pour valider la MAOP.

Les conduites de transport installées avant 1970 dérogeaient cependant à cette nouvelle exigence : pour les lignes les plus anciennes, les opérateurs pouvaient se baser sur les performances passées pour déterminer la pression de service maximale autorisée (MAOP) en remplacement du test hydrostatique. Au titre de cette clause « de grand-père », la pression de service maximale autorisée (MAOP) des conduites antérieures à 1970 pouvait être déterminée en considérant la pression de service maximale durant les cinq années précédant le nouveau règlement. Dès lors qu’un pipeline antérieur à 1970 avait été exploité en toute sécurité de 1965 à 1970, le test de pression hydrostatique n’était pas une exigence. Mais comme les pipelines bénéficiant de cette clause aux États-Unis continuent à vieillir, le législateur, les groupes industriels et les opérateurs recherchent à présent le meilleur moyen d’assurer la sécurité et l’intégrité des conduites, afin d’éviter toute défaillance dans le futur.

Une réponse à ces préoccupations a été apportée par les règlements du Processus de vérification de l’intégrité (IVP), d’application prochaine, de l’Administration de la sécurité des pipelines et des matériaux dangereux (PHMSA). Au titre de l’IVP, le test hydrostatique est exigé pour vérifier la MAOP sur les pipelines bénéficiant de la clause de grand-père, ainsi que sur tous les pipelines – quel que soit leur âge –pour lesquels les enregistrements sont incomplets ou manquants (c’est un point

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« DES MÉTHODES ET DES NOUVELLES TECHNOLOGIES ALTERNATIVES, UTILISÉES SEULES OU EN ASSOCIATION AVEC LE TEST HYDROSTATIQUE, POURRAIENT FOURNIR AUX OPÉRATEURS UN MOYEN PLUS EXHAUSTIF POUR IDENTIFIER ET TRAITER LES PROBLÈMES POTENTIELS. »

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particulièrement important dans la mesure où beaucoup de données ont été perdues à la fin des années 90 lorsque l’industrie est passée des dossiers papier à l’enregistrement électronique).

Une autre réponse est fournie par la section 23 de la loi de 2011 sur la Sécurité des pipelines, la cohérence réglementaire et la création d’emplois, qui contraint les opérateurs à « confirmer la résistance des matériaux des pipelines de transport de gaz naturel jusque-là non testés et situés dans les zones classées à conséquences élevées, lorsque leur pression de service est supérieure à 30 % de la limite d’élasticité minimale spécifiée. » Des méthodes de test acceptables au titre de la section 23 sont encore en cours d’étude, et la PHMSA devrait diffuser en fin d’année une nouvelle série de règlements sur les tests. Le test hydrostatique figurera vraisemblablement parmi les méthodes approuvées.

Mais d’autres méthodes pourraient également l’être. Des méthodes et de nouvelles technologies alternatives, utilisées seules ou en association avec le test hydrostatique, pourraient améliorer l’identification et le traitement des problèmes potentiels avant que les opérateurs n’en perdent le contrôle.

« En faisant ceci, nous pouvons empêcher cela » : test hydrostatique, ILI et futur de l’intégrité des pipelinesJerry Rau dit que la réponse au problème du vieillissement des pipelines est identique à ce qui se passe dans toute industrie après un incident majeur, comme un crash d’avion ou un déraillement de train.

« Lorsqu’il se produit un accident industriel, dans la plupart des cas, on découvre après enquête que l’accident était, au moins en partie, évitable », soutient Jerry Rau. « On se dit alors : “En faisant ceci, nous pouvons empêcher cela.” »

Et pour ce qui est des pipelines antérieurs à 1970, l’industrie pétrolière et gazière dans son ensemble est encore en train d’évaluer la meilleure méthode pour empêcher un scénario catastrophe. Chacun dans ce secteur industriel veut la même chose : prévenir les accidents et garantir la sécurité des différents intervenants sur les pipelines, du public et de l’environnement.

Et comme Jerry Rau s’empresse de le souligner, l’objectif des tests d’intégrité n’est pas d’économiser du temps et de l’argent : c’est de garantir la sécurité. Les opérateurs le comprennent bien, et c’est pourquoi ils acceptent de fermer leurs « caisses enregistreuses »

le temps qu’il faut. Mais dans le même temps, cela

peut être frustrant pour eux de de se retrouver pris dans un cycle de tests interminables.

« Le test est conçu pour détecter une défaillance du pipeline en cas de défaut mais, dans la plupart des cas, vous ne connaissez pas le nombre de défauts et vous finissez par faire de multiples tests en pression », ajoute-t-il. « J’ai connu des situations où le processus prenait des mois parce qu’il y avait 20 ou 30 défauts. C’est un vrai problème en raison de la perte de revenus et des coûts induits. »

Un moyen de mettre fin à cette spirale est de quantifier les problèmes potentiels avant le test hydrostatique. C’est là un domaine où le test de pression hydrostatique présente un inconvénient : bien qu’il mette en évidence les défauts critiques qui génèrent des défaillances, il ne peut pas réellement prévoir les défauts sous-critiques, ceux qui n’apparaîtraient pas au cours du premier test hydrostatique mais au cours des tests suivants ou, pire encore, après les tests et le retour en exploitation. C’est pourquoi l’évaluation de l’intégrité du pipeline n’est pas un processus que l’on fait « une fois pour toutes » : les opérateurs collectent les informations sur les opérations critiques ou la maintenance et utilisent les méthodes de gestion du risque pour déterminer si et quand il faut réaliser des évaluations complémentaires.

Alors, comment s’assurer que les anciens pipelines sont sûrs et exploitables, sans faire des tests à répétition pendant des mois ? C’est une question à laquelle les experts et les organismes industriels ont consacré beaucoup de temps et de recherche.

En 2013, l’Association américaine inter-États du gaz naturel (INGAA) a diffusé un livre blanc intitulé « Technical, Operational, Practical, and Safety Considerations of Hydrostatic Pressure Testing Existing Pipelines (Observations techniques, opérationnelles, pratiques et de sécurité relativement aux tests de pression hydrostatique sur les pipelines existants). » Le livre blanc avait été diffusé par anticipation des nouveaux règlements fédéraux sur les anciens pipelines, avec l’objectif d’aider les opérateurs et les régulateurs à identifier les meilleures pratiques pour vérifier la MAOP et la résistance des matériaux des anciens pipelines.

Une recommandation du rapport INGAA est d’associer l’inspection interne (ILI) et le test hydrostatique pour « identifier les points de défaillance potentiels », en particulier si le pipeline concerné a un historique « significatif » de fuites ou de dommages.

La réalisation d’une inspection de ligne (ILI) avant le test hydrostatique peut fournir aux opérateurs des informations pertinentes sur les défauts critiques et sous-critiques. Les opérateurs peuvent alors utiliser

Une illustration des défauts du type fissuration pouvant provoquer / ne pas provoquer une défaillance lors d’un test en pression

UN PROBLÈME DE SÉCURITÉ

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100 % (WT)(épaisseur de paroi)

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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 de contact

NOVEMBRE 2015OCTOBRE 2015

4 – 6 1st International Congress and Exhibition on Hydrocarbons, Petroliferous and Petrochemical Logistics

Veracruz, Mexique

17 – 18 Operational Pipeline Pigging Aberdeen, Écosse, Royaume-Uni

17 – 19 Peru Oil & Gas Congress Lima, Pérou

5 – 9 Aging Pipelines Conference Ostende, Belgique

6 – 9 St. Petersburg International Gas Forum Saint-Pétersbourg, Russie

13 – 15 Road Expo Moscou, Russie

17 – 20 Australian Pipelines and Gas Association Convention and Exhibition

Gold Coast, Queensland, Australie

21 – 22 Offshore Pipeline Technology Asia Kuala Lumpur, Malaisie

21 – 22 Offshore Technology Days Stavanger, Norvège

25 – 27 DUG Eagle Ford San Antonio, Texas, États-Unis

26 – 29 ASNT Annual Conference Salt Lake City, Utah, États-Unis

1st International Congress and Exhibition on Hydrocarbons, Petroliferous and

Petrochemical Logistics 4 – 6 NOVEMBRE | Veracruz | Mexique

Peru Oil & Gas Congress17 – 19 NOVEMBRE | Lima | Pérou

Ageing Pipelines Conference5 – 9 OCTOBRE | Ostende | Belgique

Offshore Pipeline Technology Asia 21 – 22 OCTOBRE | Kuala Lumpur | Malaisie

DUG Eagle Ford 25 – 27 OCTOBRE | San Antonio, Texas | États-Unis

ASNT Annual Conference26 – 29 OCTOBRE | Salt Lake City, Utah | États-Unis

Ce symbole indique que TDW présentera un livre blanc durant cet événement.

St. Petersburg International Gas Forum6 – 9 OCTOBRE | Saint-Pétersbourg | Russie

Road Expo13 – 15 OCTOBRE | Moscou | Russie

Offshore Technology Days 21-22 OCTOBRE | Stavanger | Norvège

Operational Pipeline Pigging17 – 18 NOVEMBRE | Aberdeen, Écosse | Royaume-Uni

Australian Pipelines and Gas Association Convention and Exhibition

17 – 20 OCTOBRE | Gold Coast, Queensland | Australie

Stavanger, Norvège

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Prévention des pertes et

assuranceAvez-vous déjà demandé des devis pour votre assurance habitation ? Un représentant commercial ou un site Web vous a déjà probablement demandé si vous aviez une alarme contre le vol, un détecteur de fumée ou des verrous à pêne dormant dans votre résidence. Les compagnies d’assurances sont prêtes à récompenser leurs clients par des primes moins élevées lorsque ceux-ci prennent des mesures pour limiter le risque ou l’importance d’un sinistre. C’est un fait, investir dans des services et des produits de prévention des pertes peut considérablement faire baisser les primes des assurances habitation.

Bien sûr, les particuliers ne sont pas les seuls à devoir payer des frais d’assurance : les primes d’assurance coûtent aux opérateurs de pipelines des milliers, voire des millions de dollars chaque année.

La bonne nouvelle est que, tout comme les propriétaires d’habitations, les propriétaires et opérateurs de pipelines peuvent prendre des mesures spécifiques pour réduire le risque de pertes, notamment par la mise en œuvre régulière de méthodes de gestion de l’intégrité qui contribuent à la prévention des dommages et des interruptions de service sur les conduites. Et lorsque les opérateurs de pipelines réalisent ce type d’investissements stratégiques dans leurs actifs, ils peuvent obtenir des économies par eux-mêmes, des économies cruciales pendant les phases de récession de l’industrie pétrolière et gazière.

Bien qu’il n’y ait aucune garantie qu’une compagnie d’assurances accorde des primes réduites en réponse à des mesures de prévention des pertes, ces efforts seront certainement payants au moment de renégocier les tarifs, indique Mike Mitchell, propriétaire de la compagnie Mitchell

Un avantage supplémentaire des programmes de

prévention des pertes : ils vous aident à optimiser vos coûts d’assurance.

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Insurance Agency basée dans le Colorado, qui travaille régulièrement avec des entreprises pétrolières et gazières et des sociétés de construction de pipelines.

« Prévention, prévention, prévention », ajoute-t-il. « C’est important pour tous types d’assurance. »

Une part importante du gâteauLa possibilité de réduire les coûts par des mesures de prévention des pertes n’est que l’un des points communs entre les assurances habitation et les assurances professionnelles pour les opérateurs de pipelines. Les deux incluent des franchises, la partie prédéfinie du montant d’un sinistre que l’assuré doit payer, et aucune formule d’assurance n’offre une couverture totale.

Généralement, l’assurance des opérateurs de pipelines couvre des types de pertes bien spécifiques : les opérateurs ne peuvent pas, par exemple, se garantir contre la corrosion, mais ils peuvent obtenir une assurance qui couvre certains coûts de réparation à la suite d’un incident.

Facteurs de risqueIl peut être à tout le moins difficile de saisir toute la complexité de la couverture de l’assurance de votre entreprise. Mais les facteurs que les tarificateurs prennent en compte lorsqu’ils définissent la couverture, les primes et les franchises sur un pipeline sont plutôt simples. Ils incluent :

L’évaluation des risques prend en compte les facteurs ci-dessus, ainsi que les conséquences financières attendues. Certains de ces facteurs échappent à votre contrôle : vous ne pouvez pas grand-chose, par exemple, sur les dommages volontaires ou les intempéries qui affectent vos conduites. Vous pouvez cependant prendre des mesures qui limiteront l’étendue des pertes potentielles, ce qui ne manquera pas d’intéresser votre assureur.

Prêt à intervenirLes mesures de prévention des pertes doivent toujours inclure un Système de réparation d’urgence des pipelines (EPRS), indique Glenn Roach, Directeur du risque et des assurances chez T.D. Williamson (TDW). « Il est important de prouver que le niveau de résilience de vos infrastructures est élevé dans les zones sensibles : cela inclut le fait de disposer d’équipements et d’accessoires adaptés aux caractéristiques de votre pipeline, ainsi que d’un personnel formé et prêt à intervenir très rapidement en cas de problème », ajoute-t-il.

Pensez à élaborer votre EPRS non seulement avec les équipes de votre entreprise et de vos partenaires, mais aussi avec les responsables des collectivités qui seraient affectées si l’impensable devait survenir et qu’un incident se produisait sur un pipeline.

Maintenir l’écoulement du produitLes assureurs veulent bien sûr avoir la certitude qu’un EPRS est bien conçu, mais aussi savoir ce que les opérateurs prévoient pour empêcher qu’un incident ne se produise. Il est clair que les opérateurs ne peuvent maîtriser tous les facteurs potentiels d’incident sur un pipeline, mais ils peuvent prendre des mesures pour réduire le risque d’un dommage, d’une perte ou d’un arrêt sur une conduite.

Nigel Cairns est le vice-président de l’équipe internationale de gestion des risques énergétiques chez Marsh, une compagnie d’assurances et de gestion des risques. Nigel Cairns a traité de la gestion des risques dans son article « Pipeline Losses (Pertes sur les pipelines) » dans le bulletin d’informations de Marsh. Voici ce qu’il précisait : « Pour ce qui concerne la prévention des défauts mécaniques, nous vérifions chez le client sa bonne compréhension des mécanismes de corrosion et de défaillance potentielles dans leurs systèmes, ainsi que la mise en place d’inspections et d’entretiens réguliers pour garantir l’intégrité mécanique du pipeline ».

Ce que Nigel Cairns décrit peut jouer un rôle essentiel pour diminuer le risque de sinistres coûteux aux yeux de votre assureur. « Vous démontrez que vous allez au-delà des règlements et que vous avez parfaitement compris les retombées de la gestion de l’intégrité des pipelines pour prévenir les incidents », explique Mike Kirkwood, Docteur, Directeur du développement des marchés du transport chez TDW. « Et si vous pouvez attester de vos bonnes pratiques à une compagnie d’assurances, vous pourrez optimiser le montant de vos primes. »

Dans de nombreux cas, votre entreprise peut avoir déjà mis en place ces pratiques dans son exploitation. Si, par exemple, vous effectuez régulièrement des

inspections de lignes (ILI), vous démontrez par là que votre priorité est de détecter et traiter la corrosion et les autres défauts avant qu’ils ne deviennent critiques. Des inspections régulières permettent un retour sur investissement considérable : elles peuvent non seulement aider les opérateurs à atteindre leur objectif principal de promotion et de garantie de la sécurité et de la protection de l’environnement, mais elles peuvent aussi influer sur les montants de leurs primes et franchises.

Contenir la vagueL’une des premières leçons de « l’Assurance 101 », précise Mike Mitchell, est très simple : si vous voulez des primes d’assurance faibles, ayez le moins de sinistres possible. Cette réalité s’applique aux assurances d’habitation et de voiture, ajoute-t-il, comme elle s’applique à l’assurance de vos pipelines.

Cela vous incite à faire tout votre possible pour réduire le risque de sinistre, qu’il s’agisse de former soigneusement vos employés ou de surveiller l’état de vos pipelines.

« Si votre taux de sinistres est faible, votre pouvoir de négociation est plus fort », indique Mike Mitchell. « Vous pouvez appeler votre compagnie d’assurances et lui dire “Nous faisons ceci et encore cela” et tenter

d’obtenir un rabais de 5 % sur vos primes. Ils peuvent aussi revenir vers vous en vous accordant un rabais de 10 % car vous avez eu peu de sinistres l’an dernier et avez mis en place des programmes de prévention. »

Non seulement vos assureurs sont ouverts à la réduction de vos primes, complète Mike Mitchell, mais ils vont aussi vous aider à maintenir actif votre programme de prévention des pertes. Il vous suggère de développer une collaboration étroite avec votre agent d’assurances. Et il conclut : « Considérez votre compagnie d’assurances comme un partenaire professionnel. La dernière chose qu’elle souhaite est un énorme sinistre de plusieurs millions de dollars. Elle peut vous soutenir dans le maintien en bon état des pipelines afin d’éviter des pertes. »

« Prévention, prévention, prévention », explique Mike Mitchell. « C’est important

pour tous types d’assurance. »

Âge, matériau et dimensions du pipeline

Emplacement

Environnement/exposition

Historique des incidents sur le pipeline

Conditions topographiques et météorolo-giques à l’emplacement du pipeline

Produits transportés par le pipeline

Un analyste de données vérifie le résultat des tests HALT et HASS

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CRÉER UNE IMPULSION

En s’appuyant sur les bases posées par DNV GL, l’industrie des pipelines peut désormais s’atteler à l’optimisation de la procédure de dérogation du test hydrostatique et à la clarification de ce que signifie un niveau de sécurité acceptable pour les conduites sous-marines, ajoute George Lim.

Les recommandations qui en découleront seront précieuses pour les futurs grands projets de conduites sous-marines. Pour un projet de la taille

du pipeline Oman-Inde tel qu’il est proposé, il y aurait par exemple au minimum 100 000 soudures sur la conduite. Même si le constructeur ne générait qu’un taux de défaut de 1 %, l’opérateur se retrouverait avec un pipeline ayant 1 000 défauts. D’où la question : quel pourcentage est sûr ? Quelle devrait être la norme ?

« Si les règles sont définies », souligne George Lim, « je pense que le programme d’inspection alternatif serait beaucoup plus acceptable pour l’opérateur et le constructeur et qu’il serait plus facile d’obtenir une dérogation. »

Le test hydrostatique n’est pas facile à mettre en œuvre.Lorsque les législateurs envisagent de déroger à l’exigence

d’un test hydrostatique pour un projet de pipeline sous-marin, ils veulent pouvoir disposer d’un programme d’intégrité tout aussi efficace. Cela paraît insurmontable, mais c’est pourtant faisable.

Par exemple, le code DNV-OS-F101 précise qu’un programme alternatif doit commencer par un test en pression en usine.

En supposant qu’aucun défaut n’est trouvé, l’entreprise de pipelines doit prendre des mesures pour s’assurer que la conduite reste dans le même état pendant son transport et son installation. « Vous le manipulez comme un bébé jusqu’à sa pose », ajoute George Lim, Directeur du développement des marchés offshore chez T.D. Williamson (TDW).

Le DNV-OS-F101 ne couvre pas toutes les phases déroulées par une entreprise pour protéger et tester le pipeline, mais il précise que le programme final doit assurer le même niveau de sécurité que le test hydrostatique. Parmi les autres processus, on peut trouver :

> Des procédures pertinentes de soudage et de contrôle des soudures

> Une évaluation non destructive pour les fissures et la corrosion

> La surveillance de la pose du pipeline avec une caméra montée sur un véhicule opéré à distance (ROV)

> L’utilisation d’un outil de mesure des déformations après la pose pour rechercher les enfoncements et les modifications d’épaisseur de paroi

> La surveillance du pipeline achevé avec l’engin opéré à distance (ROV) pour rechercher les dommages provoqués par les ancres

Les projets de pipeline sous-marin qui ont à ce jour dérogé au test hydrostatique ont connu différents programmes alternatifs, mais chacun incluait au moins quelques-unes des mesures listées ci-dessus.

Parmi les projets qui ont reçu des dérogations figurent :

> Le pipeline du golfe d’Akaba, 15 kilomètres (9 miles), profondeur jusqu’à 860 mètres (2 800 pieds) : évaluation non destructive supplémentaire en usine et en mer. Vérification des anomalies avec un racleur de calibrage.

> Pipeline de gaz GulfTerra Phoenix, sous-marin, 125 kilomètres (78 miles), prenant son origine à 1 600 mètres (5 200 pieds) de profondeur : test hydrostatique de la conduite en usine, inspection et contrôle qualité étendus pendant la fabrication, le transport et l’installation ; inspection des soudures par ultrasons.

> Pipelines South Stream Offshore / projet Black Sea*, 931 kilomètres (578 miles), profondeur jusqu’à 2 200 mètres (7 200 pieds) : le test hydrostatique est pratiqué jusqu’à 30 mètres (100 pieds) ; les autres sections du pipeline ont reçu une dérogation. Tailles de défauts autorisés plus restrictives pour les soudures circonférentielles ; exigences d’épaisseur de paroi ajustées pour certaines sections ; contrôle des fuites par engin piloté à distance (ROV).

Ces projets vont constituer un précédent pour les dérogations au test hydrostatique et serviront vraisemblablement de référence pour les prochains pipelines sous-marins.

Les opérateurs peaufinent les solutions alternatives au test hydrostatique

*Le projet South Stream a été annulé. D’autres tracés vers la Turquie sont à l’étude sous le nom de Turkish Stream.

TESTER ENCORE ET TOUJOURS SUITE DE LA PAGE 19

ces données pour effectuer des réparations sur les deux types de défauts avant de commencer le test hydrostatique, ce qui réduit la probabilité qu’un ancien pipeline ait besoin de plusieurs séries de tests. De plus, l’ILI peut être réalisée sans arrêter l’exploitation du pipeline, ce qui est une bonne nouvelle pour les clients et les opérateurs.

Mark Hereth appartenait à l’équipe de pilotage qui a donné les orientations pendant l’élaboration du livre blanc de l’INGAA. Il fait partie de ces nombreux experts industriels qui voient les avantages de cette approche combinée pour l’inspection des conduites.

« En tant qu’opérateur, vous voulez évaluer et surveiller », affirme Mark Hereth. « L’inspection interne permet de détecter les défauts critiques avant qu’ils ne provoquent un incident. Elle donne aussi des informations sur les défauts sous-critiques, ceux qui pourraient résister à un test hydrostatique, mais dont l’opérateur doit cependant avoir connaissance. Avec l’hydrostatique, le résultat du test du pipeline ne peut être que bon ou mauvais. L’ILI, en revanche, vous indique si un défaut est critique ou sous-critique, et vous précise en plus où il se trouve et son importance. »

On peut dire sans risque que le test hydrostatique ne va pas disparaître dans un proche avenir : c’est une norme fiable pour ce secteur industriel et elle reste la méthode préférée pour la vérification de la MAOP et le test de la résistance des matériaux. C’est peut-être,

en tout état de cause, la meilleure technique. Mais beaucoup pensent qu’il y a de la place pour d’autres méthodes qui pourraient rendre le test hydrostatique encore plus efficace, et légèrement moins destructif.

« Vous voulez vous assurer que vous aurez plus de côtés positifs que négatifs », explique Jerry Rau. « Le test en pression est destiné à faire apparaître les défauts. Mais vous voulez que les défaillances liées aux défauts se manifestent immédiatement, vous ne souhaitez pas les aggraver pour que les incidents surviennent ultérieurement. »

Dans cette période où notre industrie réfléchit à l’avenir des anciens pipelines de transport, les opérateurs, les experts industriels et les organismes réglementaires travaillent ensemble pour assurer à tous l’accès aux données sur l’intégrité les plus fiables, les plus précises et les plus complètes possibles. Et il s’agit d’une bonne nouvelle pour tout le monde : après tout, lorsqu’il s’agit de sécurité et de prévention, il n’y a jamais trop d'informations.

Jerry Rau, quant à lui, est optimiste. Il souligne que les organisations industrielles travaillent d’arrache-pied pour élaborer des solutions. Il espère qu’à l’avenir, les opérateurs et les régulateurs auront encore plus d’outils à leur disposition pour vérifier l’intégrité des pipelines.

« Nous allons trouver des techniques qui seront aussi bonnes, sinon meilleures, que le test en pression », affirme-t-il. « Ce sera peut-être l’ILI ou le contrôle par rayons X, je n’en sais rien. Mais ça va rudement bien marcher. »

EN

CO

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Perspectives futures

28

PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

2828 29

EN CHIFFRES

AUGMENTATION et RÉDUCTION au bon endroit. Prenons l’exemple de cet opérateur du bassin schisteux d’Eagle Ford qui automatise le raclage pour augmenter l’efficacité de son système tout en diminuant ses coûts.

Comme l’opérateur a été en mesure de pré-charger plusieurs sphères, de les programmer et de les lancer automatiquement, les techniciens ont dû revenir moins souvent sur le site, ce qui a réduit leur temps de conduite et les risques opérationnels.

Après une année de mise en œuvre de l’automatisation du raclage, l’opérateur a réduit ses émissions de méthane d’une valeur égale aux émissions de 558 automobiles sur la même période.

85 % DE RÉDUCTION EN HEURES/KILOMÉTRAGE

PRODUCTION augmentée grâce à un débit grandement renforcé, résultant du chargement de racleurs/outils multiples, du lancement automatique des racleurs et de l’élimination régulière des liquides.

ÉCONOMIES SUR LES COÛTS DE SANTÉ, DE SÉCURITÉ ET ENVIRONNEMENTAUX grâce à la réduction du kilométrage parcouru et des risques de blessures sur le terrain ; émissions de méthane réduites.

Réaffectation possible du PERSONNEL, grâce à la réduction du nombre de techniciens nécessaires sur le terrain pour lancer et réceptionner les sphères, les racleurs et les outils d’inspection.

Coûts D’EXPLOITATION plus faibles grâce à la réduction de la consommation de carburant et d’électricité, de la maintenance et du risque d’arrêt des installations ; manœuvre réduite de la vanne, d’où une prolongation de sa durée de vie.

Coûts de CONFORMITÉ réduits de manière proactive,  par le respect des critères du programme Natural Gas STAR Methane Challenge de l’Agence de protection de l’environnement (EPA) basé sur le volontariat.

70 %de réduction

64 %de réduction

4 %de réduction

39 %de réduction

émissions

de méthaneréduites

32 %d’augmentation

après l’automatisation

avant l’automatisation

TIGES DE LANCEMENT DOUBLES

SPHÈRE

Ne prend pas en compte totalement les économies

de carburant et d’électricité.

558 AUTOMOBILES PARCOURANT UN KILOMÉTRAGE MOYEN SUR UNE ANNÉE

risques

opérationnelsréduits

LANCEMENT AUTOMATIQUEComment le raclage est-il automatisé ?

» Chargement de plusieurs sphères en une seule fois

» Contrôleur logique programmable

» Système de lancement à entraînement hydraulique

L’automatisation offre l’avantage supplémentaire de réduire le nombre d’opérations d’ouverture et de fermeture de la porte et de la vanne.

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pourquoi de l’automatisation du raclageLes cinq

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LES OPTIONS DE REMPLACEMENT DE LA VANNE ONT ÉTÉ DÉFINIES.

© Copyright 2015 T.D. Williamson, Inc

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