The T.D. Williamson Innovations™ Magazine for April - June 2014 in French.

1. ®
Quand l’impossible devient
Possible
VOL . V I . NO. 2 | AVRI L - JUIN 2014

2. ® Marque déposée de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et autres pays.
™ Marque de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et autres pays. © Droit d’auteurs 2014 tous droits réservés T.D. Williamson, Inc.
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Amérique du Nord et du Sud +1 832 448 7200
Europe / Afrique / Moyen-Orient +47 5144 3240
Asie Pacifique +65 6364 8520
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3. 1
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
2 | PERSPECTIVE DE LA
DIRECTION
De la Terre à la Mer
4 | PERSPECTIVE MONDIALE
Des solutions pour pipelines
répondent aux défis des pipelines.
6 | FOCUS TECHNOLOGIQUE
Verrouillage : Opérations
d’isolement offshore pour
les lignes de petit diamètre.
8 | QUESTIONS DE SÉCURITÉ
Voir toutes les pièces quand cela
compte le plus.
10 | PENSER À L’AVENIR
Se maintenir à flot quand la
demande en produits dépasse
la capacité des services.
12 | RAPPORT SUR LE
MARCHÉ
Travailler dans l’obturation : De
la réparation de vannes aux zones
de construction.
20 | POINTS DE CONTACT
Événements, documents et
conférences sur les pipelines.
28 | ZOOM SUR
les quatre étapes du « raclage »
offshore.
14 | En couverture : Faire remonter Lima
Une mobilisation mondiale et de nouvelles technologies
sauvent la mise alors qu’une plate-forme coule et plus
de 5 millions de clients sont sur la sellette.
22 | L’union fait la force
Qu’ils travaillent dans le golfe du Mexique ou en mer
du Nord, à faible profondeur ou par grands fonds,
les opérateurs doivent s’allier pour surmonter leurs
problèmes communs.
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 Douglas Barnes, Adam Murphy, Ezequiel Scagnetti
ILLUSTRATIONS DE L’ARTICLE DE COUVERTURE Patrick Gnan,
represented by Deborah Wolfe, LTD.
T.D. Williamson
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Europe / Afrique / Moyen-Orient +32 67 28 3611
Asie Pacifique +65 6364 8520
Services Offshore +47 5144 3240
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V O L . V I , N O. 2 | AV R I L - J U I N 2 0 1 4
Innovations™ est une publication trimestrielle produite par T.D. Williamson.
®Marque déposée de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et autres pays. ™ Marque de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et autres pays.
© Droit d’auteurs 2014 Tous droits réservés par T.D. Williamson, Inc. Toute reproduction totale ou partielle sans autorisation est interdite. Imprimé à Prague.
14
10 22

4. 2
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
Considérez l’un des outils technologiques dont vous vous
servez – téléphone portable, tablette, écran tactile. Savez-vous
d’où il vient – il ne s’agit pas de deviner dans quel pays il a été fabriqué,
mais comment il a été fabriqué. Qui en a rêvé ? Ou ce qui a conduit à sa
création? Il est fort probable que l’origine de la plupart de vos gadgets,
ou du moins leurs composants respectifs, remonte à un événement qui a
bouleversé le monde au début des années 40, la seconde guerre mondiale.
Bien que de nombreux progrès technologiques de l’époque soient
directement liés aux efforts de guerre, comme l’évolution des armes lourdes,
des avions et des navires militaires, il y a eu également de nombreuses
percées moins célèbres dans les domaines du support à l’action militaire
comme l’électronique, les communications et les technologies industrielles,
y compris … des progrès marquants dans le transport des hydrocarbures.
Prenons le premier pipeline sous-marin, construit au Royaume-Uni en
1942. Cette prouesse technologique a testé la capacité des alliés à faire passer
des pipelines sous la Manche, et a finalement servi à approvisionner les troupes
du débarquement en Normandie en 1944. Bien que le secteur de l’énergie
n’ait pas immédiatement tiré profit de cette technologie, l’avancée inéluctable
vers l’exploitation sous-marine à des fins commerciales avait commencé.
À peu près au même moment, T.D. Williamson a été recruté
par le secteur des pipelines, pour ce qui est alors devenu un projet de
raclage, visant à soutenir l’effort de guerre. En raison d’une demande
internationale en pétrole et gaz en forte hausse, immédiate et considérable,,
TDW a connu sa première période de croissance accélérée liée à ses travaux
de recherche et de développement appliqués à l’exploitation sur terre.
Au cours des 60 années suivantes, TDW s’est employé à résoudre
les défis de plus en plus complexes des opérateurs terrestres, développant
ainsi un portefeuille d’équipements qui couvre presque tous les aspects
de la maintenance des pipelines. Mais vers la fin du millénaire, la demande
croissante en expertise et en services offshore équivalents a contraint
TDW à se tourner vers la mer.
TDW, une entreprise déjà mondiale, avec des unités de production
et des centres de services à travers le monde, était bien placé pour
répondre aux demandes d’opérateurs offshore où qu’ils soient. Les centres
stratégiques de l’entreprise situés dans le Golfe du Mexique et la mer du
Nord prirent une importance particulière. Depuis ces centres, TDW
a commencé à développer une nouvelle vague de solutions pour pipelines
en mer, en aidant les opérateurs à gérer les risques, à optimiser le débit et
à prolonger la vie de leurs installations.
PAR MIKE BENJAMIN
VICE-PRÉSIDENT –
MARKETING ET TECHNOLOGIE,
T.D. WILLIAMSON
P E R S P E C T I V E D E L A D I R E C T I O N
De la Terre à la Mer

5. 3
I N N OVATIONS • AVRIL-JUIN 2014
Alors, la prochaine fois que vous vous plongerez
dans le schéma de la tuyauterie et instrumentation
(PID- Piping and Instrumentation Diagram)
d’une plate-forme, que vous isolerez une section
de conduite à abandonner, ou que vous planifierez
le remplacement d’une vanne d’arrêt d’urgence,
vous saurez où cette technologie est née, et ce qui a
contribué à son développement. Vous saurez aussi
que TDW sera à vos côtés, continuant à investir
dans les processus et technologies pour aider à gérer
et réduire les risques des opérations offshore, vous
aidant de façon efficace à aller plus loin et toujours
plus profond.
C’est le sujet qui est au coeur de ce numéro du magazine Innovation™. Nous espérons que vous y trouverez un grand intérêt et que vous passerez un bon moment.

6. I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
4
L’automatisation est essentielle
Pour augmenter le contrôle efficace à la fois du volume et du débit du gaz
naturel liquide de son usine de traitement, un fournisseur dans l’Ohio a acheté
son deuxième Système Combo de raclage automatisé SmartTrap® 24 pouces x
30 pouces, équipé du service d’accompagnement de champ intérieur.
En plus de réduire considérablement les besoins en main-d’oeuvre nécessaires
au raclage quotidien de sa ligne principale de 24 pouces, le lanceur
automatisé permettra de limiter l’usure de ses vannes de 24 pouces, de
minimiser ainsi l’exposition des employés à des environnements dangereux,
et de réduire les fuites « inévitables liées à l’ouverture des portes ».
Croissance à Eagle Ford
L’un des 10 plus grands producteurs du champ de schiste d’Eagle Ford a
récemment élargi le débit de son vaste système de collecte de petit diamètre
en adoptant un raclage progressif et un programme de gestion de l’intégrité
fournis par TDW. Après le nettoyage en profondeur de ses lignes de 6, 8, 10 et
12 pouces à l’aide de racleurs de plus en plus agressifs, l’opérateur récolte
maintenant les bénéfices d’un flux maximal et de données plus précises pour
ses missions DEF et MFL d’inspection d’intégrité.
INDE USA
Forces de la nature
Un gazoduc immergé de 30
pouces a rompu sous la pression
de forts courants dûs à des pluies
abondantes. Il a raclé 5 à 8 mètres
de fond de rivière, avant de propulser
du gaz à près de 30 mètres au-dessus
du niveau de l’eau. L’opérateur a été
obligé de fermer la ligne. Cependant,
TDW a été en mesure de limiter
les pertes en mettant en place en
seulement 5 semaines une dérivation
pour permettre au flux de s’écouler.
PerspectiveMondiale

7. 5
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
CANADA COLOMBIE
Une meilleure compréhension
Plusieurs exploitants de pipelines canadiens se sont
récemment réunis à Toronto pour une conférence de
trois jours sur l’intégrité organisée par TDW. Après avoir
assisté au discours prononcé par Gonzalo Juarez,
Directeur de Stratégie et risques d’intégrité chez
Enbridge Gas Distribution, les opérateurs ont reçu une
formation sur la plate-forme de données multiples, la
détection de fissures EMAT, l’analyse des données et les
contrôles non destructifs, y compris une étude détaillée
sur la Positive Material Identification (PMI). La formation
s’est terminée par une visite du centre de formation et
d’opérations d’Enbridge Gas Distribution.
NORVÈGE
Isoler et assurer la maintenance
Un producteur de gaz naturel liquide (GNL) à Sarawak
envisage de remplacer plusieurs vannes sur sa ligne
principale offshore de 36 pouces. TDW a été engagé pour
isoler la ligne de manière sûre et ainsi effectuer cette
opération de maintenance grâce à son outil d’obturation
SmartPlug® non-intrusif. En 2009, l’opérateur avait
effectué avec succès une operation pratiquement
identique sur une autre de ses lignes principales.
Des solutions pour pipelines sous pression à travers le monde
MALAISIE
Intervention d’urgence
L’un des plus grands producteurs du pays garantit
la sécurité de ses opérations futures en palliant les
lacunes de son système de réparation d’urgence de
pipeline (EPRS). Pour son réseau de transport de
liquides de classe 900, l’entreprise a récemment
acheté des équipements supplémentaires de perçage
et ses opérateurs ont suivi une formation avancée dans
le centre TDW en Colombie.
Bien préparé
De nombreux opérateurs offshores investissent dans une
plus grande sécurité grâce à des systèmes de réparation
d’urgence de pipeline (EPRS-Emergency Pipeline Repair
Systems). Essentiellement, les EPRS constituent un
préinvestissement dans des solutions de réparation
d’urgence et de matériel associé AVANT la panne, afin
d’augmenter les capacités d’intervention, de réduire l’impact
environnemental et de réduire les temps d’arrêt. Dans
le cadre d’un contrat général de services avec TDW, une
importante société américaine d’E&P a récemment effectué
le stockage et l’entretien de deux brides de 34 pouces et
bénéficié des services d’ une machine de perçage en charge
télécommandée sous-marine TDW, le Subsea 1200RC.

8. I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
6
F O C U S T E C H N O L O G I Q U E
Verrouillage :
Opérations d’isolement offshore
Les entreprises créatrices de technologie travaillent
toujours sur la prochaine grande idée.
Souvent, l’innovation provient de percées, de réflexions éclair,
de pensées insensées.
Mais parfois, au lieu d’une révolution, une simple évolution suffit.
Et il arrive que cette évolution naisse d’un coup de pouce du marché.
C’estlecas des dispositifs de verrouillage hydrauliques du système
d’isolement SmartPlug®, commandé à distance et sans fil. Les versions
successives de cette technologie de colmatage non-invasive isolent les
pipelines offshores depuis plus de 20 ans. Les outils SmartPlug, conçus par
le fournisseur de services pour pipeline T.D. Williamson (TDW), obturent
et arrêtent à distance l’écoulement du produit dans une section désignée
du pipeline, permettant ainsi de procéder aux opérations de maintenance,
de réparation et de raccordement dans un environnement inerte, sécurisé.
Une composante clé du système est sa capacité à se bloquer en place
par verrouillage hydraulique lors d’une opération d’obturation dans
une ligne de basse pression. Ce mécanisme de verrouillage vient en
supplément, ou peut même remplacer, le différentiel de pression dans le
pipeline afin de maintenir plus solidement l’outil d’isolement en place.
Sans ces capacités de verrouillage hydraulique, et dans le cas d’une
forte chute de la pression dans le pipeline, la pression différentielle
à travers l’outil d’obturation pourrait diminuer au point que l’outil
pourrait naturellement commencer à se décrocher. Cela pourrait
conduire l’opérateur de pipeline et le fournisseur de services à prendre
des mesures correctives immédiates, entraînant des retards et une perte
de temps et d’argent, et mettrait en péril l’ensemble de l’opération.
Mais les capacités de verrouillage hydraulique fournissent un niveau
supplémentaire de sécurité, en permettant à l’outil de maintenir
l’obturation indépendamment des variations de pression dans le pipeline.
« La capacité de verrouillage hydraulique augmente considérablement
la sécurité lors de l’isolement d’un pipeline », explique Gary Anderson,
directeur de la technologie Smart Plug. « En continuant à développer la
fonction de verrouillage pour toutes les tailles de l’outil, les opérateurs
pourront en fin de compte bénéficier des mêmes garanties et diminution
des risques, quel que soit le diamètre de leur ligne ».
Le Verrouillage hydraulique, une nécessité
Les outils SmartPlug sont disponibles dans de nombreuses dimensions
– pour chaque diamètre de canalisation de 8 à 48 pouces, il existe
un outil d’isolement unique, spécifique avec un système de contrôle
intelligent exclusif. Les opérateurs offshores qui ont déjà pu tester
l’outil SmartPlug dans leurs conduites de grand diamètre ont demandé
à TDW d’ajouter le dispositif de verrouillage hydraulique au système
de commande pour utilisation dans leurs lignes de plus petit diamètre.
Selon Gary Anderson, si tous les opérateurs sont d’avis que cette

9. technologie est souhaitable, certains estiment même
que c’est une nécessité.
Gary Anderson cite l’exemple d’un opérateur
travaillant dans le golfe du Mexique qui pense que
les capacités de verrouillage hydraulique sont une
partie essentielle de l’opération d’obturation.
Pour cet opérateur, la capacité de verrouillage
hydraulique est une option « sécurité à avoir »
explique Gary Anderson. « Le client a besoin d’isoler
un pipeline de plus petit diamètre, mais le système de
commande de l’outil SmartPlug de cette dimension
particulière n’est pas encore capable de verrouiller
hydrauliquement l’outil en place ».
Ce besoin a accéléré la mise au point de la
prochaine génération de module de commande
qui permettra à de répondre aux exigences
opérationnelles du client et fournira le niveau
requis de sécurité.
Tous les systèmes de contrôle SmartPlug sont
opérés depuis la surface à partir d’un ordinateur
portable. Le système utilise des fréquences
extrêmement basses pour communiquer en mode
bidirectionnel et permettre ainsi à l’opérateur
d’envoyer des ordres et de recevoir, en temps réel,
à travers la paroi de la conduite, les données à travers
les murs sur l’obturation, le pipeline et d’autres
aspects essentiels.
Le module de contrôle le plus récent continue
d’étendre les options de verrouillage pour les
opérateurs de lignes de plus petits diamètres. Mais,
indépendamment du diamètre, les opérateurs
continuent à faire confiance à la sécurité du système
à double bloc certifié par le DNV, de l’outil
d’obturation SmartPlug®.
Le risque est défini par le Det Norske Veritas (DNV) comme
« la probabilité qualitative ou quantitative qu’un événement
accidentel ou imprévu, se produise, considéré conjointement avec
les conséquences potentielles d’une telle défaillance. En termes
quantitatifs, le risque est la probabilité quantifiée d’un mode de
défaillance défini multipliée par sa conséquence quantifiée ».
Le système d’isolement SmartPlug offre aux opérateurs
des options d’auto-blocage dans les conduites de hautes
pressions et de blocage hydraulique pour une utilisation en
basse pression. Dans les deux cas de figure, il s’agit d’une
méthode à double blocs d’obturation qui réduit le risque et tous
les outils SmartPlug ont un certificat d’homologation de type
DNV, confirmant leur conformité aux normes DNV-OS-F101.
La certification comprend une étude détaillée du mode d’échec
et des effets et une analyse critique basée sur une analyse par
arbre de défaillances.
La double la réduction des risques
La technologie d’isolement SmartPlug® qui permet
l’obturation hydraulique des lignes de basse pression.

10. Q U E S T I O N S D E S É C U R I T É
Au cours de l’été 2013, un operateur de pétrole et de gaz
offshore a eu besoin d’isoler un pipeline sous-marin de grand
diamètre. Bien que la société ait effectué la même opération sur la
même ligne quelques années plus tôt – en utilisant la technologie
d’isolement SmartPlug® selon la technique du double bloc pour
obtenir une étanchéité à 100% de l’obturation de la ligne, il était hors
de question de se contenter d’un simple « copier-coller ».
Suite à de récentes catastrophes, les opérateurs sont davantage
sensibilisés à la gestion des risques, à la sécurité des procéessus et
prennent de plus en plus conscience du fort potentiel de risque associé
aux opérations qui ne sont que rarement effectuées. Et en hommage
à une industrie très focalisée sur la sécurisation de ses opérations, la
mentalité a évolué vers une approche plus personnalisée et complète,
même lors d’opérations d’entretien de routine.
Les opérateurs ne sont pas les seuls à avoir changé leur vision au cours
des dernières années. Les prestataires de services pour pipelines adoptent
également une nouvelle approche commerciale. Les entreprises de
services se sont toujours concentrées sur un outil ou un service individuel.
Elles savent effectuer des perçages ou des raclages, des inspections par
pertes de flux magnétiques (MFL- Magnetic Flux Leakage) ou des
tests hydrostatiques. Interrogez-les sur une inspection en ligne ou une
réparation de fraise, elles sont capables de rédiger des articles de fond sur
le sujet. En revanche, demandez-leur d’utiliser leur expertise pour élaborer
un plan global de réduction des risques, et elles vous diront probablement
que cela ne fait pas partie de leurs compétences.
L’ opération décrite ici allait rompre avec la tradition. Cette fois-ci,
les réunions sur l’identification des dangers, l’évaluation des risques, et
la revue des dangers et l’exploitabilité (HAZOP) n’étaient plus le travail
Voir toutes les PIÈCES
« Les schémas P&ID
sont très techniques,
Apprendre à les lire, c’est
un peu comme apprendre
une autre langue. Sans
cette connaissance, nous
ne pouvons pas participer
efficacement à des
discussions sur les risque
de haut niveau. Nous serions
trop centrés sur l’outil et pas
assez sur l’environnement ».
8

11. 9
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
de quelqu’un d’autre. Cette fois-ci, l’évaluation des
risques dans leur ensemble a été l’affaire de tous.
T.D. Williamson (TDW), la société de services
qui fournit la technologie SmartPlug, a été impliqué
dans les réunions de planification dès le début. Pour
le projet, ils ont travaillé sur différents scenarios et
situations d’urgence : Comment la communication
se fera-t-elle ? Comment le centre de pilotage des
opérations de plongée à bord du navire obtiendra-t-il
des informations sur l’état de l’obturation ? Qu’est-ce
qu’une obturation correcte, et que doit-on faire si
quelque chose ne répond pas aux critères ?
La planification concertée s’est avérée efficace.
Une fois les outils SmartPlug déployés et activés
de chaque côté de la zone ciblée par les techniciens,
l’un des obturateurs ne tenait pas bien la pression.
Bien que la pression soit à un niveau normal,
l’obturation ne satisfaisait pas aux exigences bien
spécifiques de l’opérateur. Celles-ci, propres au projet,
avaient été spécialement définies pour assurer une
sécurité renforcée au plongeur lors de son intervention.
Dès lors, les équipes ont eu la possibilité de suivre
le plan d’urgence défini. Elles ont rapidement retiré
l’obturateur et l’ont remplacé par un obturateur de
secours à un autre emplacement dans le pipeline, ce
qui a fonctionné. En raison de la pré-planification, les
équipes n’ont pas eu besoin d’arrêter toute l’opération
pour trouver une solution au problème.
Un nouveau mode de fonctionnement
Certaines sociétés de services poussent l’évaluation
des risques et la planification un peu plus loin.
Par exemple, chez TDW, les techniciens reçoivent
une formation spécifique visant à leur faire voir
les choses du point de vue de l’opérateur. Lors
de la formation, les ingénieurs apprennent aux
techniciens à lire le P&ID (appelé soit schéma
de la tuyauterie et instrumentation ou schéma
du processus et instrumentation, selon l’entreprise)
et à analyser et comprendre l’environnement
complet autour de l’opération d’isolement, et pas
seulement par rapport à un outil en particulier.
En se plaçant dans une perspective qui va au-delà
de la manière dont l’outil fonctionne, dont il est
impacté et dont il influe sur ce qui se passe sur la plate-forme
ou dans l’installation où l’isolement est effectué,
les techniciens sont mieux préparés à conseiller les
opérateurs lors des phases de planification de projets.
Larry Ryan, directeur des opérations SmartPlug
chez TDW, explique que cette nouvelle façon de
travailler n’est pas toujours facile, mais cela en vaut
certainement la peine. « Les schémas P&ID sont
très techniques. Apprendre à les lire, c’est un peu
comme apprendre une autre langue. Mais avec
cette connaissance en plus, nos techniciens peuvent
participer aux réunions d’HAZOP et discuter de ce
qui se passerait si les choses n’allaient pas exactement
comme prévu. Ils ne peuvent faire cela que s’ils peuvent
comprendre les schémas. Sans cette connaissance,
nous ne pourrions pas participer efficacement à des
discussions sur les risques majeurs. Nous serions trop
centrés sur l’outil et pas assez sur l’environnement ».
Des décisions de sang-froid
Lorsque, dès le premier jour, le personnel de l’entreprise
de services partage ses connaissances avec le personnel
de l’opérateur, l’équipe dans son ensemble est mieux
à même de gérer les situations qui se présentent et de
garder la tête froide quand les choses ne vont pas bien.
« En mer, lorsque toute une zone d’intervention
est arrêtée à sur un énorme pipeline ou une énorme
infrastructure, vous n’avez pas de temps à perdre »
renchérit Larry Ryan. « Et la dernière chose à faire
est de prendre des décisions dans le feu de l’action.
Vous voulez les prendre à tête reposée, quand tout
le monde est réuni à sur terre, avant que quelque
chose n’arrive ».

12. I N N OVAT I O N S • AV I N 2 0 1 4
10
A P R I L - J U N E 2 0 1 4
P E N S E R À L’ AV E N I R
Deepwater, la
ruée vers l’or noir
La ruée vers l’or d’aujourd’hui est vers un or « noir », mais en Californie,
vers 1848, quand de l’or a été découvert au Moulin de Sutter, sur les rives de la rivière
South Fork American, il était de la couleur du soleil. Des rumeurs de richesses à
portée de main se répandirent comme une traînée de poudre. En un an, une foule de
prospecteurs potentiels ont bravé le voyage vers l’ouest portés par leurs rêves de fortune.
Or, même si les prospecteurs de 1849 avaient pu acquérir des droits sur leur parcelle,
l’appétit vorace pour l’or était tel que très vite les modestes moyens des premiers mineurs
ne suffirent plus pour faire face à la demande. Dès les années 1850, la technologie
minière avait évolué, passant d’une exploitation minière « artisanale » avec de simples
casseroles, au détournement de rivières entières au travers d’écluses complexes, pour enfin
laisser la place à des méthodes utilisant en surface des canons à eau à haute pression , et
des engins d’exploitation souterraine pour s’attaquer au sous-sol dur ou à base de quartz.
Ces nouvelles méthodes étaient beaucoup plus efficaces que les précédentes, Et,
en ce temps-là, on ne se préoccupait guère des questions de sécurité à court terme ou
des conséquences à plus long terme sur la santé des personnes ou sur l’environnement.
Se maintenir à flot quand la demande en
produits dépasse la capacité des services

13. I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
11
SUITE À LA PAGE 26
Historiquement parlant, cette ère de croissance
effrénée peut être perçue comme une forme de mise
en garde pour tous ceux qui voudraient récolter les
ressources des profondeurs de la Terre.
Alors que les opérateurs prospectent toujours plus
loin pour trouver des ressources, la frontière qu’ils
doivent maintenant franchir se situe profondément
enfouie sous le fond de l’océan. Récemment encore,
les défis qu’ils rencontraient dans cet environnement
hostile rendaient l’exploitation rentable du pétrole
pratiquement impossible. Cependant, les
progrès dans les technologies d’extraction
du pétrole et du gaz en eaux profondes ont
permis à la production de passer à la vitesse
supérieure. Mais le processus n’est pas sans
risques.
« UN RETARD À COMBLER »
L’exploitation en eau profonde nécessite
la mise en place de multiples systèmes,
dont des lignes de flux, pour résister aux
pressions extrêmes de l’environnement extérieur et à
celle de la réserve. Différentes architectures de lignes
de flux existent pour s’accommoder de ces pressions
et des changements potentiels de température dues à
l’extraction. Des conduites en acier recouvertes d’une
isolation extérieure, pipe-in-pipe (PIP), et d’autres
réseaux de pipelines en « couches » ont vu le jour pour
satisfaire à ces pressions et exigences thermiques.
Les constructions qui permettent aux conduites
en eau profonde d’assurer l’écoulement du produit,
associées aux effets des environnements de haute
pression, haute température (HPHT) dans lesquels
le pipeline de « nouvelle génération » est souvent
déployé, ont créé un ensemble unique d’obstacles
surmonter à lors des inspections, réparations,
opérations d’entretien et d’extension.
L’industrie a fait des progrès louables. Par
exemple, pour aider à prévenir l’accumulation de
cire et d’hydrates qui viendraient bloquer les lignes
en eau profonde, les ingénieurs ont mis au point
de nouvelles formes d’isolation des conduites ainsi
que des lignes d’écoulement chauffées, tandis que
les connexions d’extrémité serties peuvent arrêter
la production en cas de rupture d’un tuyau externe.
Mais comme l’industrie s’oriente vers la production
en eau profonde, la technologie au service de
ces applications a encore beaucoup à faire pour
rattraper son retard.
Que se passe-t-il, par exemple, si un hydrate ou de
la paraffine bloque l’une de ces lignes en eau profonde si
éloignées ? Si l’opérateur n’est pas en mesure d’éliminer
le blocage par des moyens non-intrusifs, des méthodes
intrusives sont la seule chance de rétablir l’écoulement
dans la ligne. Ce scénario nécessite l’installation
commandée à distance d’un piquage, le perçage à
distance de la ligne, et l’insertion à distance de systèmes
pour éliminer le bouchon d’hydrate ou de paraffine.
« Les fournisseurs de services sont chargés de faire
correspondre leurs solutions aux besoins de l’opérateur
tout au long du cycle de vie du pipeline », note Jeff
Wilson, Président Directeur de la Technologie chez
T.D. Williamson (TDW). « Ils doivent également
veiller à ce que, d’une part, les opérations spécifiques
de l’intervention se déroulent comme prévu, et
que, d’autre part, la fiabilité à long terme de tous les
systèmes installés sur la ligne suite à l’intervention
bien prise en compte ».
Enfin, en dehors des besoins de maintenance
et d’entretien général, la technologie, mise en place
pour contrôler l’intégrité des conduites et, nous
l’espérons, éviter qu’un incident en eau profonde
ne devienne catastrophique, doit, elle aussi, évoluer
de la même manière.
PIONNIERS SUR LA NOUVELLE
FRONTIÈRE
Les projets industriels en partenariat ou Joint
Industry Projects (JIP) sont un moyen pour les
entreprises pétrolières et gazières, les fournisseurs de
services aux pipeline, et les experts en technologie
extérieurs à cette industrie de se réunir pour combler les
manques technologiques en matière de maintenance des
en eau profonde. Grâce à la mise en commun de leur
expertise, efforts et ressources financières, les participants
aux JIP peuvent plus rapidement affronter et surmonter
les nombeux défis en eaux profondes, tels que les
opérations télécommandées dans des environnements
extrêmes.
TDW a déjà développé une technologie qui
permet de se connecter à des lignes en eau profonde
et d’installer une grande variété de solutions
télécommandées de clients tiers. Elle permet aussi
d’effectuer desperçages sous pression à distance.
Alors que les opérateurs prospectent
toujours plus loin pour trouver des
ressources, la frontière qu’ils doivent
maintenant franchir se situe profondément
enfouie sous le fond de l’océan.

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R A P P O R T S U R L E M A R C H É
Travailler dans l’obturation
Comment l’obturation peut aider à relever les défis des pipelines –
Des réparations de vannes à l’extension de la vie du gisement
La plate-forme en faible profondeur de malampaya aux philippines
fournit 40 pour cent du gaz a destination de luzon, l’une des iles les
plus peuplées au monde. Ainsi, tout arrêt, quelle que soit sa durée, pourrait
entraîner des pénuries de gaz et de graves dommages à l’économie de Luzon.
Mais c’est exactement ce à quoi ont été confrontées Shell Philippines
Exploration et Production (SPEX) en 2010, quand ils ont appris que
la vanne principale d’arrêt d’urgence (ESDV) d’une plate-forme en eau
peu profonde et une vanne manuelle de sectionnement voisine étaient
défectueuses. Si la plate-forme devait être isolée en cas d’urgence, lors
d’un incendie par exemple, la vanne pourrait fuir et alimenter les
flammes. Les conséquences pourraient être désastreuses : d’importants
déversements d’hydrocarbures dans l’environnement, la perte potentielle
de la plate-forme, et des perturbations à grande échelle d’une part
essentielle de l’approvisionnement en énergie de Luzon.
En raison des dangers inhérents à une vanne fuyarde, la plupart des
sociétés d’exploitation surveillent de près toute fuite interne sur les vannes
critiques et les remplacent si le taux de fuite est supérieur à un certain seuil.
Ce seuil avait été franchi.
SPEX, les propriétaires-exploitants de la ligne, savait que les vannes
devaient être remplacées. Mais quelle solution créerait le moins de
perturbations pour l’approvisionnement énergétique
de l’île ?
Une option serait de purger la ligne, au travers des
504 kilomètres (313 miles) de pipeline, vider la totalité
de la longueur de la canalisation avec de l’azote, remplacer
les vannes, puis effectuer des étapes supplémentaires
de purge avant de réintroduire du gaz naturel. Vider toute

15. 13
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
la ligne pourrait entraîner la perte d’une quantité
importante de produit, des torchères massives, et la
fermeture prolongée de l’approvisionnement en gaz
de la conduite de l’île.
Vu que cette option était clairement peu attrayante,
SPEX a choisi le principe de l’isolement. Au cours d’un
exercice d’isolement, une courte portion de la conduite
logeant les soupapes est coupée du reste du pipeline et
dépressurisée. Une fois que l’isolement est assuré, les
vannes peuvent être remplacées.
Une méthode d’isolement ayant fait ses preuves
implique l’utilisation de l’outil SmartPlug®. La
technologie SmartPlug est utilisée depuis plus de
20 ans pour isoler des parties de pipelines, tout en
garantissant la pression maximale de service. Le
processus consiste à amener l’outil SmartPlug au point
d’isolement et à mettre en place l’obturation. Tandis
que l’outil se déplace dans le long de la ligne, un
système de communication sans fil appelé le Système
SmartTrack™ permet aux ingénieurs de suivre son
mouvement. Une fois que l’outil d’obturation est au
bon endroit, les ingénieurs utilisent la technologie
SmartTrack pour activer l’obturation.
Comme il était essentiel que le temps d’arrêt soit
maintenu à un minimum, SPEX a choisi d’utiliser
l’outil SmartPlug pour isoler leur ligne.
« SPEX sait que purger tout un pipeline
d’exportation de gaz est une opération longue et
coûteuse, donc nous avons plutôt choisi d’isoler
la ligne en aval », a déclaré Nathan Stephenson,
Sarawak Shell Sdn Berhad / Chef de Projet chez
Sabah Shell Petroleum.
La décision de SPEX d’utiliser la technologie
SmartPlug a été un succès retentissant. L’opération
a été menée sans incident, et l’approvisionnement en
énergie de l’île n’a pas été perturbé.
Au-delà de l’entretien : Qu’est-ce que les
opérateurs ignorent des isolements
La maintenance de vannes – une maintenance
similaire à celle entreprise par l’opérateur pour
le projet mentionné ci-dessus aux Philippines
est l’opération la plus commune du SmartPlug.
Toutefois, selon Rolf Gunnar Lie, directeur régional
du développement des affaires dans l’Extrême-
Orient Asie – Pacifique chez TDW, la technologie
SmartPlug peut être utilisée dans beaucoup plus de
cas de figure.
Une application SmartPlug de plus en plus
courante est l’isolement des pipelines sous-marins
lors de projets de construction importants. Pendant
la construction, l’équipement lourd est soulevé et
transporté au–dessus des conduites sous-marines.
Il va sans dire que faire tomber un objet de plusieurs
tonnes sur un tuyau pourrait entraîner une fuite
catastrophique. En isolant une courte portion
de la conduite, les travaux de construction peuvent
continuer avec un risque considérablement réduit
et le contenu du reste du pipeline peut rester en place.
D’autres applications peut-être moins connues
de SmartPlug utilisées aujourd’hui sont les isolements
pour tests hydrostatiques, pour réparation sur la ligne
et pour des raccordements.
Gary Anderson, directeur de la technologie
cite la possibilité de prolonger la vie des gisements
sous-marins par une utilisation intelligente de
l’outil SmartPlug. « Nous voulons étendre la durée
de vie des gisements sous-marins en planifiant
l’emplacement d’une dérivation et d’une station de
compression durant la pose de la conduite.
La station de compression resterait donc en veille
jusqu’à ce que la pression du gisement soit insuffisante
pour assurer le flux de produit. Dans ce cas de figure,
nous ferions en sorte d’introduire l’outil SmartPlug,
d’isoler la canalisation et de rediriger le flux à travers
la dérivation et la station de compression ».
TDW a déjà atteint un record avec un isolement
de conduitede 299 jours, mais ces isolements visant à
prolonger la vie du gisement seraient amenés à rester
beaucoup plus longtemps en place, peut-être trois à
cinq ans. Gary Anderson estime que cela sera bientôt
possible.
D’ici là, les opérateurs vont probablement
continuer à utiliser les outils d’isolement SmartPlug
dans leur utilisation la plus connue : comme
alternative à faible risque et économique aux purges
de ligne lors d’opérations planifiées de maintenance.
La technologie SmartPlug utilise deux
modules de colmatages indépendants, chacun
étant capable d’isoler la pression à 100% dans un
pipeline. Cette indépendance offre une véritable
double-barrière au cas peu probable où l’un des
systèmes tomberait en panne.
C’est grâce à cette redondance que la
technologie SmartPlug répond à la norme
norvégienne Det Norske Veritas (DNV OS –
F101) et à d’autres normes et exigences strictes
d’isolement de pression de pipeline.
Une redondance positive

16. 14
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
Faire remonter Une nouvelle de pompage

17. E N C O U V E R T U R E
15
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
téléphone a sonné un matin
de printemps 2013. A la fin
de la conversation, syamsu
alam, le président directeur
de pertamina ep, savait qu’il aurait a prendre
une décision difficile rapidement qui pourrait
affecter la sécurité des employés, des citoyens de
l’ouest de java, et l’approvisionnement en énergie.
La station de pompage de Lima, située au large des côtes
de Jakarta au Nord-Ouest de la mer de Java, risquait une
défaillance de structure. La station de pompage, acquise par
Pertamina EP en 2009 quand ils avaient acheté BP West Java,
commençait à sombrer dans les fonds marins.
La subsidence en fonds marins d’une plate-forme offshore
fixe n’est pas rare – surtout pour une station de pompage
comme Lima, construite en 1973. La subsidence est causée par
une libération de la pression de la roche poreuse du réservoir
après des années de production de pétrole. Cette réduction de
pression empêche la roche de se compacter, ce qui abaisse le
fond marin, entrainant la plate-forme avec elle.
LE
technologie aide à réparer une station
en double temps

18. THAÏLANDE
CAMBODGE
LAOS
VIETNAME
MAYANMAR
MALAISIE
MALAISIE
PHILIPPINES
SINGAPOUR
MER DE CHINE DU SUD
OCEAN INDIEN
INDONESIE
IMAGE TEXT : ENVIRON 50 %
DES HABITANTS DE JAKARTA
FAISAIENT FACE
À TROIS MOIS SANS
APPROVISIONNEMENT
EN GAZ POUR LA
CUISSON ET LE
CHAUFFAGE.
50 %
Jakarta
Ceci dit, la station de pompage de Lima
n’allait pas disparaître du jour au lendemain,
mais l’affaissement du fond marin commençait
à amener la plate-forme trop près de l’eau. Les
plates-formes offshores sont construites pour se
tenir au-dessus de l’océan, protégeant ainsi la
structure, l’équipement et les travailleurs de la
force potentiellement destructrice des vagues.
L’espace entre la hauteur moyenne des vagues et
la plate-forme, appelé un espace d’air, doit assurer
une distance suffisante entre l’eau et la station.
Si cette distance de sécurité passait en deçà de
la limite prévue, cela pourrait sérieusement
compromettre la sécurité de l’écoulement de
la plate-forme de production, de la plate-forme
de compression, de la plate-forme des quartiers
d’habitation et des ponts, surtout si une forte
tempête provoquait d’importantes vagues.
Lima sera définitivement arrêtée en 2026, mais
M. Alam savait aussi que Pertamina EP ne pouvait
pas se permettre d’attendre aussi longtemps pour
résoudre le problème. Il a consulté Jamsaton
Nababan, vice-président des installations de surface.
Après délibération, MM. Alam et Nababan ont
trouvé une solution à ce problème : Remonter la
station de pompage de Lima de quatre mètres.
Pertamina EP a embauché son maître d’oeuvre
principal et une société de gestion de projet pour
mener à bien ce qui est devenu le Projet anti-affaissement
de Lima. Les deux sociétés se sont
mises au travail immédiatement et, pendant un
temps, il semblait que le problème de subsidence de
la station allait pouvoir être résolu sans problème.
Peu de temps après le début du projet,
M. Alam a dû faire face à un défi encore plus
difficile : Pour relever
les plates-formes et installations les
plus critiques de la station de pompage en toute
sécurité, ils devraient fermer plusieurs pipelines
raccordés, limitant sévèrement l’alimentation en
gaz pendant environ trois mois.
C’était la dernière chose que M. Alam
voulait entendre. Pertamina EP est le principal
fournisseur de gaz de l’ouest de Java, y compris
de la grande ville de Jakarta. Il fournit du gaz
à l’usine d’engrais de Kujang, à une raffinerie
à Balongan, et à plusieurs centrales électriques.
Le gisement de Lima fournit également du
gaz naturel à des millions de consommateurs
résidentiels, dont nombre d’entre eux dépendent
du gaz pour leur électricité. Interrompre
l’approvisionnement en gaz pendant trois jours
seulement serait un problème. Trois mois serait
un désastre.
Pour compliquer encore les
choses, Pertamina EP est une société
d’état. Tout accident ou perturbation de
l’approvisionnement en gaz a des implications
politiques. Et, bien sûr, arrêter le flux
du produit leur ferait perdre des bénéfices.
En d’autres termes, les pipelines devaient
continuer à fonctionner coûte que coûte.
DÉVELOPPEMENT D'UNE SOLUTION
Rakhmat Sani, un ingénieur commercial chez
T.D. Williamson (TDW), a reçu l'appel de
Pertamina EP. Ils ont expliqué que le projet
avait besoin de l'expertise de TDW en termes
d'isolation de pipeline, en particulier pour
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
16

19. l'installation de plusieurs lignes de dérivation des
gazoducs principaux de 14 et 20 pouces (MGL)
qui relient les plates-formes TLA et TLD à la
plate-forme L-PRO, ainsi que pour la canalisation
MGL de 24 pouces qui relie la L-PRO à un port
de terre. Pertamina EP voulait isoler les lignes
affectées tandis que les lignes de dérivation seraient
installées en maintenant le flux de gaz vers Jakarta.
TDW est spécialisée dans l’isolement de
pipelines par perçage et obturation. Le perçage
implique le raccordement équipement à la
canalisation, puis l’ouverture-du pipeline de sorte
que l’obturateur puisse-être introduit. Le système
d’obturation STOPPLE® de TDW est utilisé
pour le perçage et l’obturation.
Il permet d’isoler les sections de pipeline, puis de
détourner le fluide via une dérivation temporaire
de sorte que la section isolée de la canalisation
puisse faire l’objet d’une opération d’entretien.
Cette procédure permet à l’opérateur de
maintenir les flux d’approvisionnement en pétrole
ou gaz naturel circulant pendant les réparations.
Une fois le pipeline réparé, une équipe
de plongée vient boucher les ouvertures créées
pour la dérivation. M. Sani a assuré Pertamina
EP que l’intervention sur la ligne et le projet
d’isolement temporaire ne serait pas un problème,
mais Pertamina EP a alors révélé que TDW devrait
accomplir sa part du projet en seulement quatre
mois pour éviter l’interruption de gaz, un court
délai sans précédent.
PLANIFIER LA REUSSITE
Mohamad Ameen, chef de projet chez TDW, s’est
joint à l’équipe pour gérer le projet d’isolement et
de dérivation de Pertamina EP. M. Ameen savait
qu’il devait agir extrêmement rapidement pour
respecter les délais serrés du client.
« En règle générale, une opération de perçage
et d’obturation STOPPLE sous-marine prend
plusieurs mois, mais il a été demandé que TDW
planifie, mette au point, et exécute ce projet en
moins de quatre mois », explique M. Ameen. «
Nous n’avions jamais terminé un projet de ce
type si rapidement. En fait, je ne pense pas que
quiconque dans l’industrie ait effectué un projet
d’une telle envergure en si peu de temps ».
MM. Ameen et Edmund Ang, directeur
des opérations chez TDW, n’ont pas perdu une
seconde. Avec d’autres membres du personnel
de TDW, ils ont développé un plan unique :
pour contourner en toute sécurité les pipelines
et maintenir le flux de gaz, ils auraient besoin
d’effectuer neuf perçages en charge, puis des
obturations STOPPLE en six points différents.
Afin d’effectuer le projet au cours des quatre
mois alloués, l’équipe devra exécuter les neuf
piquages simultanément, suivis des six opérations
conjointes d’obturation STOPPLE®.
Il fallait non seulement que TDW réalise le
projet rapidement, mais aussi qu’il dispose de
beaucoup de matériel et de personnel pour le
mener à bien. Habituellement, la société utilise
des équipements de son site le plus proche et
en construit plus si nécessaire. « Vu les délais
très courts, nous avons choisi de mobiliser de
l’équipement à d’autres endroits du monde »,
E N C O U V E R T U R E I N N O V A T I O N S • A V R I L - J U I N 2 0 1 4
17
Afin d’exécuter le projet dans les délais de quatre
mois, l’équipe doit réaliser les neuf perçages
simultanément, suivis des six opérations conjointes,
d’obturation STOPPLE®.

20. dit M. Ameen. « De cette façon, nous avons pu
stocker tout cela à Singapour pour faire un test
final d’évaluation avant d’aller en mer ».
« Ces opérations complexes sont généralement
planifiées sur plusieurs mois », explique M. Ang.
TOUS SUR LE PONT
TDW, Pertamina EP et les entrepreneurs se
sont tous réunis pour planifier tous les détails
d’exécution. Tout d’abord, plusieurs équipements
de perçage et d’obturation en provenance
d’Amérique du Nord, d’Europe et d’Asie-Pacifique
ont été réunis à Singapour, avec une équipe de
techniciens experts. Une fois les tests d’intégration
de système effectués et une maquette de simulation
des perçages en charge de 14, 20 et 24 pouces et
des obturations STOPPLE créée, l’équipe était
prête à se rendre sur le chantier offshore.
Pour le perçage et l’obturation, l’ensemble
de l’exécution est effectuée par des plongeurs
sous-marins. L’opération sous-marine requiert
beaucoup de compétence pour éviter des erreurs
humaines. Par exemple, si l’obturation n’est pas
totale, le contenu des conduites peut s’échapper,
causant un danger potentiel pour la sécurité et le
gaspillage d’un produit de forte valeur.
Une société de plongée s’est jointe au projet
avec ses plongeurs et navires de soutien de
plongée (DSV). Travaillant en équipes de 5 à
des profondeurs de 131 pieds sous la surface,
les plongeurs ont déployé une machine à percer
1200 XL et une machine percer hydraulique,
la SubSea 1000 XL. Ils ont pris des mesures
de terrain sur les piquages à fixation mécanique
sous-marines pour calculer la distance de coupe,
puis ont installé l’équipement de perçage et
effectué le perçage sous pression de la conduite.
GAGNER DU TEMPS GRACE AUX
OBTURATIONS SIMULTANEES
Une fois les neuf perçages effectués, il était
temps de mener à bien l’installation des six
têtes d’obturation STOPPLE sur les piquages
mécaniques et leur mise en place, de sorte que
« IL FAUT GENERALEMENT PLUSIEURS MOIS POUR
PLANIFIER DES OPERATIONS AUSSI COMPLEXES » – EDMUND ANG
ESSAIS ET
SIMULATION
DU PERÇAGE
A CHAUD & DE
L’ISOLEMENT
TUYAU DE
24
POUCES DE
DIAMETRE
TUYAU DE
14
POUCES DE
DIAMETRE
TUYAU DE
20
POUCES DE
DIAMETRE
QUAND RÉALISER L’IMPOSSIBLE DEVIENT POSSIBLE
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
18
63 JOURS EFFECTUEeS
SIMULTANEMENT
9 PERCAGES
EN CHARGE
6 OBTURATIONS

21. le gaz puisse continuer à circuler au travers des
lignes de dérivation tandis que l’entretien avait
lieu sur les pipelines principaux. Pour accomplir
cette tâche dans les délais de Pertamina EP,
l’opération d’obturation STOPPLE devait être
effectuée en même temps en six points différents.
À ce stade critique, les techniciens offshore sont
tombés sur un problème qui a failli tout retarder. «
Nous avons découvert qu’une de nos machines avait
été endommagée lors de l’exécution », se souvient M.
Ameen. « Nous n’avons en fait jamais eu de machine
ainsi endommagée comme cela auparavant, Nous
n’avons donc pas pu anticiper ce problème ». Le
gestionnaire de projet s’est rapidement procuré un
matériel de rechange et le projet a pu aller de l’avant.
« Sous l’eau, un seul perçage en charge peut
prendre plusieurs semaines, avec la phase de
planification », explique M. Ameen. En seulement
23 jours, l’équipe a effectué tous les perçages,
obturation et isolement de toutes les lignes, un
exploit qui a permis de réaliser le projet de
Pertamina EP dans les temps.
Avec l’équipement d’obturation STOPPLE en
place, les pipelines ont été maintenus isolés en toute
sécurité tandis que les lignes de dérivation ont été
mises en service et la plate-forme L-PRO rehaussée.
Toute l’opération n’a pris que 63 jours, avec une
marge de sécurité sur le délai de Pertamina EP.
Comment l’équipe a-t-elle été en mesure
d’effectuer l’opération de perçage et d’obturation
en un tel délai sans précédent ? Edmund Ang
attribue ce succès à l’utilisation de la dernière
technologie d’obturation.
UNE OBTURATION à enclenchement
immédiat
Boucher les ouvertures liées à la dérivation est
la dernière phase d’une opération de perçage et
d’obturation en charge. Les eaux troubles, telles
que celles autour de la station de pompage de Lima,
peuvent compliquer une opération, car il est difficile
pour les plongeurs de déterminer exactement quand
l’obturateur a été placé.
E N C O U V E R T U R E I N N O V A T I O N S • A V R I L - J U I N 2 0 1 4
19
131
PIEDS
S O U S
LA SURFACE
ÉQUIPE DE
5 PLON-GEURS
ÉQUIPEMENT
Expedie depuis :
AMÉRIQUE DU NORD
EUROPE
ASIE-PACIFIQUE
Planification
normale et
achèvement
+ 8 mois
PERCAGE SOUS-MARIN
EN CHARGE Planification et
achèvement à LIMA 4mois
SUITE À LA PAGE 27

22. OWWA / OMWA Conférence et salon
professionnel annuel conjoint
4 AU 7 MAI | London, ON | Canada
ACPS – Conférence pétrolière
Canada atlantique
18 AU 19 JUIN | Saint-Jean,
Terre-Neuve | Canada
9ème Conférence sur la
technologie de pipeline
12 AU 14 MAI | Berlin |
Allemagne
EXPO FORO PEMEX 2014
22 AU 24 AVRIL | Mexico | Mexique
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
20
A V R I L 2014
2-4 DUG Bakken et Niobrara
Denver, CO, États-Unis
10 Engineering & maintenance
de la centrale ASME
Pasadena, TX, États-Unis
21-23 Forum international
de l’énergie de Moscou
Moscou, Russie
Kiosque A6
22-24 EXPO FORO PEMEX 2014
Mexico, Mexique
Kiosque 313
Événements, documents et conférences sur les pipelines.
Points deContact
DUG Bakken et Niobrara
2 AU 4 AVRIL | Denver, CO | États-Unis
Engineering & maintenance de la centrale ASME
10 AVRIL | Pasadena, TX | États-Unis
Foire des fournisseurs Kinder Morgan
20 AU 22 MAI | Houston, TX | États-Unis
Conférence des opérations AGA
20 AU 23 MAI | Pittsburgh, Pennsylvanie |
États-Unis
MANGO - Association des exploitants de gaz
naturel du Missouri
25 AU 27 JUIN | Lake Ozark, MO | États-Unis
École des mesures et règlements CGA
2 AU 5 JUIN | Edmonton, AB | Canada

23. ESDA 2014 (12ème Conférence biennale ASME sur la
conception et l’analyse des systèmes d’ingénierie)
25 AU 27 JUIN | Copenhague | Danemark
Forum international de l’énergie de Moscou
21 AU 23 AVRIL | Moscou | Russie
Indique que TDW présentera un livre
blanc lors cet événement
21
Les experts TDW sont à votre écoute – ils organisent des présentations
techniques et des démonstrations pratiques à travers le monde. Pour en
savoir plus : tdwontour@tdwilliamson.com
4-7 OWWA / OMWA Conférence et salon
professionnel annuel conjoint
London, ON, Canada
12-14 9ème Conférence sur la technologie
de pipeline
Berlin, Allemagne
20-22 Foire des fournisseurs Kinder Morgan
Houston, TX, États-Unis
Kiosque 73
20-23 Conférence des opérations AGA
Pittsburgh, Pennsylvanie, États-Unis
2-5 École des mesures et règlements CGA
Edmonton, AB, Canada
18-19 ACPS - Conférence pétrolière Canada
atlantique
Saint-Jean, Terre-Neuve, Canada
25-27 ESDA 2014 (12ème Conférence biennale
ASME sur la conception et l’analyse des
systèmes d’ingénierie)
Copenhague, Danemark
25-27 MANGO - Association des exploitants
de gaz naturel du Missouri
Lake Ozark, MO, États-Unis
MA I 2 0 1 4 JUIN 2 0 1 4
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4

24. • Réponses à
des questions
complexes
• Développé à la demande
de l’exploitant
• Préparer les opérateurs
pour la suite
I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
22
u'ils travaillent dans le tranquille golfe
du Mexique tranquille ou en Mer du Nord
plus traitre, à la surface ou par grands fonds à
des niveaux que les plongeurs ne peuvent pas atteindre, les
opérateurs offshores font face aux mêmes problèmes. Quel
est le meilleur moyen pour augmenter le débit, par exemple.
Ou comment limiter les risques associés à la construction,
l’assurance des flux, la gestion de l’intégrité et les réparations.
Q
L’UNION

25. R E P O R TA G E I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
23
La mise en commun de l’expertise
industrielle guide les opérateurs offshores
vers des solutions techniques.
La participation à des projets industriels en
partenariat (JIP) est un moyen pour les opérateurs
de collaborer et de résoudre les problèmes qu’ils
partagent. Les JIP sont axés sur la promotion de
technologies pour répondre aux besoins économiques
des opérateurs, en particulier dans le domaine de
l’augmentation de la production et des réserves.
En s’appuyant sur les ressources de ses membres, -
opérateurs, prestataires de services et autres
fournisseurs – le JIP peut souvent déboucher sur une
solution plus rapide et avec plus de chances de succès
commercial que si les participants travaillaient chacun
pour soi.
Le département des services d’ingénierie de
T. D. Williamson (TDW) a beaucoup en commun
avec les JIP. Tous deux se basent sur des relations
de collaboration pour générer des innovations. En
fait, le département des services d’ingénierie a été
créé dans le seul but de développer des solutions
stratégiques pour les opérateurs en mer en tirant
FAIT LA
ORCE

26. I N N OVAT I O N S • AV R I L - J U I N 2 0 1 4
24
parti de « portails » pour réussir, comme l’intégration
des connaissances à partir de sources intra-industrielles,
ainsi que des experts internes à TDW.
En outre, les JIP et les services d’ingénierie sont le
résultat de la demande du marché. Les opérateurs
ont souvent demandé que TDW s’allie à eux pour
développer des solutions conceptuelles répondant
à des défis opérationnels complexes, mais jusqu’à
présent, la compagnie n’avait pas institutionnalisé
de processus pour générer des solutions transverses
couvrant plusieurs départements.
Réponses à des questions complexes
En tant que gestionnaire des services
d’ingénierie, George Lim est, peut-être, un peu
un gourou. Ou alors, dans le langage des affaires
d’aujourd’hui, un leader d’opinion.
Comme alternative aux chercheurs spirituels,
il est sollicité par des opérateurs désireux de à gérer leurs
entreprises avec plus de certitude et moins de risques.
Oh, et loin d’être perché sur le sommet d’une
montagne, il est facilement accessible par téléphone
ou par courriel. Pas besoin de pitons et de bottes
ou d’être un spécialiste de l’escalade. Et encore une
chose, contrairement aux guides spirituels d’autrefois
, véritables ermites des sommets , George Lim ne
s’isole pas du mondepour résoudre les problèmes que
les opérateurs lui apportent, de véritables défis qui,
vont de la détection et de la prévention de fuites dans
une ligne sous-marine de l’Arctique à l’aide de fibres
optiques, à la télécommande d’opérations de perçage
par 1 500 mètres (4 921 pieds) de profondeur.
Au lieu de cela, Au lieu de cela, G. Lim
rassemble des experts provenant de diverses régions
de l’entreprise et centres d’excellence, mais aussi
sous-traitants et d’autres partenaires si nécessaire,
et les conduit à travers un processus qui comprend :
• Une évaluation de la question et des
objectifs techniques de l’opérateur,
• Un examen des considérations
opérationnelles, économiques
et environnementales, et
• Le développement d’une solution technique
s’appuyant sur plusieurs domaines d’expertise.
Si cela ressemble à des études techniques et de
faisabilité, et bien c’est que cela en est. Les études
d’ingénierie et de faisabilité font partie des types
de travaux intégrés que produisent les services
dessous-traitants, et ensemble, ils analysent
rapports de méthodologie, récits et calculs à
larecherche d’opportunités.
Développé à la demande de l’opérateur
Avec plus de 30 ans d’expérience de l’offshore à
son actif, George. Lim comprend parfaitement les
exigences uniques des opérations offshore. (En fait, il
vient d’être également nommé chez TDW directeur
par intérim de du du marché offshore, un poste qu’il
va tenir en même temps que sa position au sein des
Services Engineering).
Mais comment savait-il que les opérateurs
seraient favorables à ce genre de résolution globale de
problèmes que les Services d’ingénierie fournissent ?
La réponse courte est qu’ils en font souvent la
demande aux équipes de vente régionales de TDW.
Comme la fois où la division E&P UK d’un géant
mondial de l’énergie a demandé l’aide de TDW pour
retirer unracleur et un bouchon de cire bloqués dans un
pipeline de 16 pouces. L’équipe de George Lim a fourni
une proposition de méthodologie et de résolution
ÉTUDES PROCÉDURE BASE DE DONNÉES INDUSTRIELLES

27. du problème intégrant produits, services et plusieurs
ensembles de compétences.
Ou comme lorsqu’un opérateur en mer du
Nord, peu familier du
perçage en charge sous-marin,
souhaitait raccorder
une nouvelle ligne de
pétrole raclable à une ligne
d’exportation existante.
La réponse des Services
Engineering comprenait
tout, d’une étude du marché
du perçage en charge avec
évaluation des risques
commerciaux et techniques,en
passant par une étude de
faisabilité du raclage, jusqu’à
la procédure du perçage en
charge sous-marin et l’analyse
des différentes options pour
la vanne et les piquages
d’obturation. Les résultats de
l’étude ont été intégrés par les équipes de ventes et
des opérations régionales de TDW sous la forme
d’une proposition pour le raccordement effectif
d’une ligne avec la fourniture des vannes et des
piquages via des sous-traitants.
« L’industrie offshore est extrêmement prudente »,
explique M. Lim. « De nombreuses étapes sont faites
à l’avance pour s’assurer que leurs opérations seront
exécutées correctement. Les
études sont un outil typique des
opérateurs offshore. Chaque
fois qu’ils ont besoin de faire
quelque chose etqu’ils ne sont
pas sûr du risque associé, ils
initient une étude d’ingénierie ».
Lim poursuit en affirmant
que ce n’est pas l’intention
des services d’ingénierie de
rivaliser avec l’industrie établie
des sociétés d’ingénierie
indépendantes qui fournissent
traditionnellement le travail de
Front End Engineering Design
(FEED) aux opérateurs.
Au lieu de cela, le
département est une réponse
aux demandes des clients en
connaissances spécifiques que TDW peut apporter,
compte tenu de son expérience et expertise en
intervention, en technologies d’isolement et de raclage.
R E P O R T A G E I N N O V A T I O N S • A V R I L - J U I N 2 0 1 4
25
George Lim, qui dirige les services d’ingénierie, pense que le nouveau
service pourrait aussi permettre à TDW de participer officiellement
à plusieurs projets industriels communs (JIP). Les JIP sont des
collaborations formelles, très structurées, regroupant opérateurs, sociétés
de services, fournisseurs et universités pour étudier et élaborer des
solutions viables.
George Lim cite le programme de technologie DeepStar Global
Deepwater, basé à Houston, TX, qui comprend 70 membres,
et le programme de l’ITF à Aberdeen au Royaume-
Uni, qui se présente comme « le champion
internationalement reconnu pour faciliter le
développement collaboratif de technologies
innovantes dans les industries du pétrole
et du gaz » comme deux des JIP les plus connus.
« Les JIP sont une pratique courante dans
l’industrie offshore en particulier, » souligne
George Lim. « Ils sont un moyen pour les
fournisseurs de services de collaborer avec les
opérateurs afin de mieux comprendre les défis
du marché et de contribuer à des solutions plus
complètes ».
« Au lieu de transmettre
une demande à un
département, nous
identifions les plus
principaux besoins
de l’opérateur et
regroupons différentes
technologies pour y
répondre », explique
George Wilson.
Développement des solutions viables
GEORGE LIM - Directeur des Services D’ingénierie,
T.D. Williamson

28. Mais le besoin de l’opérateur est plus rapide que le développement.
VOYAGE VERS LE RÉSULTAT
Bien que le coût initial pour les sociétés E&P d’exploration et de production du pétrole et du gaz qui opèrent dans des environnements extrêmes peut être immense, la valeur potentielle de ces ressources sous haute pression, en eau profonde et à haute température l’emportent tout simplement sur les défis actuels. En conséquence, l’élaboration, l’adoption et la mise en oeuvre de matériaux de pointe pour les conduites en eau profonde vont aller en s’intensifiant, et avoir la technologie pour soutenir et étendre les applications de ces systèmes, tout en traitant les questions de sécurité et de sécurisation de l’environnement, est plus que logique, c’est une bonne affaire.
« En raison de l’économie globale, les opérateurs se rendent compte qu’ils vont avoir besoin de ces nouveaux matériaux pour conduites explique M. Wilson », « Donc, l’industrie commence par la conduite, et à partir de là, d’autres technologies devront suivre pour inspecter, réparer et entretenir ».
La ruée vers l’or en Californie a subi de nombreux défis, mais aujourd’hui, nous avons l’occasion de forger un destin pour la nouvelle ruée vers l’or avec une planification minutieuse, un engagement envers les meilleures pratiques et une coopération entre les opérateurs, l’industrie des services et la communauté qu’ils desservent. Quand les générations futures se pencheront sur « La ruée vers l’or noir », si les défis du pétrole en eaux profondes ont été relevés avec l’intelligence et avec la diligence voulues, l’héritage n’en sera que plus lumineux.
Deepwater, la ruée vers l’or noir SUITE DE LA PAGE 11
INNOVATIONS • AVRIL-JUIN 2014
26
« TDW ajoute de la valeur au processus d’évaluation de l’opérateur lorsque la solution implique un large éventail de solutions TDW».
Selon le chef de la direction technologique,
Jeff Wilson, qui supervise les services d’ingénierie,
le service permet non seulement de faire en sorte que TDW participe aux études des opérateurs, il permet aussi à TDW de créer des solutions d’une portée plus globale.
Les opérateurs se préparent pour la suite
Jusqu’à présent, George Lim et les équipes qu’il a rassemblées ont orienté des opérateurs offshores vers des décisions éclairées sur la façon de traiter le remplissge de pipeline, les bouchons dans les pipeline, les raccordements sous-marins opérés sans plongeurs , la corrosion et les menaces associées, l’élimination de la cire et d’hydrate en eau profonde, et l’impact des bosses, des ruptures et des réparations.
Ils ont également été impliqués dans le travail de préparation aux situations d’urgence. C’est un domaine où George Lim et Jeff Wilson voient une formidable opportunité pour l’industrie, en particulier dans la planification anticipée pour minimiser les effets d’événements imprévus, allant de la dégradation des infrastructures aux catastrophes météorologiques. Les études du système d’urgence de réparation des pipelines (EPE) que TDW propose, calculent non seulement la probabilité de défaillance, mais montrent aussi les risques potentiels de diverses situations d’urgence et décrivent les différents scénarios de réparation.
Avec des pipelines vieillissants (30 pour cent de 250 000 km [155 343 milles] de pipelines offshore du monde ont plus de vingt ans), à des lignes non raclables (environ 50 pour cent des pipelines offshore ne peuvent pas être raclés) et avec des pipelines situés à de trop grandes profondeurs pour être accessibles en toute sécurité par les plongeurs, les sociétés offshores ont beaucoup de risques à éviter.
Ce qui signifie que George Lim, le gourou du département des Services Engineering de TDW,
a beaucoup à faire.

29. 27
INNOVATIONS • AVRIL-JUIN 2014
Faire remonter Lima SUITE DE LA PAGE 19
SÉCURITÉ ACCRUE
»»
Aucun chemin de fuite potentiel à travers la bride
»»
Aucune risque de chute
du bouchon
»»
Un système de verrouillage
»»
L’opérateur peut extraire l’ensemble d’obturation
sous pression sans devoir
se positionner au-dessus
EFFICACITÉ
»»
Processus de mise en place plus facile, plus rapide
»»
L’obteurateur ne peut que s’enclencher correctement
»»
L’alignement correct du coupon élimine les problèmes de raclage
ENTRETIEN
»»
Bride et obturateur comportent moins de pièces que le
LOCK-O-RING standard
SIMPLICITÉ RIME AVEC SÉCURITÉ
Une fois les segments complètement déployés, le bouchon d’obturation LOCK-O-RING® plus fournit aux opérateurs
une sécurité et une simplicité accrue.
Bouchon LOCK-O-RING® plus
Caractéristiques et avantages
à utiliser l'équipement traditionnel, lourd, chaque obturation peut prendre plusieurs heures.
Pour gagner du temps, l’équipe a décidé d’essayer quelque chose qui n’avait été testé qu’à terre auparavant : la pose de bouchons d’obturation LOCK-O-RING® Plus.
Cette technologie d’obturation a été brevetée au début 2011 et a été utilisée avec succès pour effectuer plusieurs travaux d’isolement STOPPLE à terre. La technologie avait fait l’objet de tests poussés en environnement sous-marin, mais n’avait pas encore été utilisé lors d’un projet sous-marin.
Chaque piquage STOPPLE est muni d’une bride sans ouvertures latérales, ce qui réduit tous les chemins de fuite potentiels. Cette bride contribue à la fixation du système de dérivation. Une fois que la dérivation est retirée, la bride peut également aider à la fixation de l’obturateur LOCK-O-RING Plus.
Une des caractéristiques de ce bouchon d’obturation qui en a fait le bon outil pour le projet de Pertamina EP est son système de verrouillage. Celui-ci indique quand les segements sont complètement déployés, ce qui permet aux plongeurs de savoir avec certitude qu’il est parfaitement en place dans la bride. De plus, la machine pose-bouchon utilisée transfert la pression de la canalisation à l’intérieur de la machine pose-bouchon. Cela équilibre la pression, en agissant contre la force de poussée qui s’exerce sur la machine. Au final, ce système a fourni aux plongeurs et ingénieurs un moyen plus rapide et plus sûr pour exécuter leur travail sous-marin.
LES CLIENTS DE PERTAMINA EP CONTINUENT DE CUISINER
Le projet Lima a donc permis de lancer avec succès le bouchon d’obturation LOCK-O-RING Plus dans sa nouvelle application sous-marine. Maintenant que la technologie a fait ses preuves et s’avère être efficace sous l’eau, cette technologie peut désormais être utilisée lors de projets similaires en s’appuyant sur les expériences partagées et les leçons apprises par Pertamina EP, les entrepreneurs et les gestionnaires de projet de TDW.
Plus important encore, Pertamina EP a pu rehausser sa station de pompage de Lima sans incidents ou perturbations de l’approvisionnement en gaz. Jakarta et le reste de l’ouest de Java ont continué de recevoir du gaz pour la cuisson et la production d’électricité, et Pertamina EP n’a pas perdu de bénéfices à cause d’un arrêt. « Nous avons demandé à notre équipe de réaliser l’impossible, et ils l’ont fait », dit M. Nababan.
EN COUVERTURE

30. 28
Dans le cadre du processus de pré-mise
en service, les opérateurs ont largement
recours au remplissage des conduites, aux racleurs de nettoyage et de calibrage,
presque toujours équipés de disques bidirectionnels (plus facile à inverser si
nécessaire). La mise en service repose en grande partie sur les racleurs de
calibrage et des racleurs servant à vidanger et sécher les conduites. La mise hors
service des conduites utilise à la fois les racleurs de nettoyage et de calibrage.
Remplissage, calibrage,
Séparation de fluides,
séchage
ZOOM
SUR
Produits chimiques,
Disques, coupelles,
Brosses, Grattoirs
Fuites De Flux Magnétique
(MFL), Ultrasons (UT),
MFL circonférentielle,
Géométrie
Sans fils, Double bloc
d’obturation, Contrôlé
à distance
Racler pour
nettoyer et
déplacer des liquides est essentiel pour maximiser le débit et prolonger la vie des
installations offshore. Une communication et une planification claires sont la clé
pour éliminer l’accumulation de cire, nettoyer les débris de dégradations internes,
appliquer efficacement l’anti-corrosion et éliminer l’eau.
Principalement répartis entre les
technologies à ultrasons (UT)
et de fuites de flux magnétique (MFL), les données sur l’intégrité des conduites
doivent être précises et disponibles pour assurer la sécurité d’exploitation des
lignes offshores, du fait notamment qu’elles sont situées dans un environnement
à fort risque, souvent rude, parfois inaccessible aux plongeurs.
Le but d’un système d’isolement non-invasif est
d’isoler de la pression une section du pipeline pendant
l’entretien, la réparation en urgence ou la construction, tandis que le reste de
la canalisation reste sous la pression de service. Le principal avantage de ces
systèmes est la capacité à minimiser les temps d’arrêt du pipeline et la perte
des revenus.
1
2
3
4
MISE EN SERVICE
NETTOYAGE ET DÉPLACEMENT
INSPECTION DE LIGNE
ISOLEMENT
les quatre

31. 29
Magnétique
LES CHOSES PEUVENT ÊTRE DÉROUTANTES JUSTE EN DESSOUS DE LA SURFACE DES OCÉANS, mais le fait de garder vos lignes propres et sûres est une Proposition limpide. Les fournisseurs de services pour pipelines aident les opérateurs à élaborer et à exécuter des programmes de raclage sur mesure visant à maximiser le débit et à accroître la sécurité opérationnelle. Bien qu’ils puissent paraître monstrueux au premier abord, ces programmes complexes peuvent être simplifiés en seulement quatre phases.
étapes du RACLAGE OFFSHORE

32. Amérique du Nord et du Sud :
Europe / Afrique / Moyen Orient :
Asie Pacifique :
Services Offshore :
+1 918 447 5000
+32 67 28 3611
+65 6364 8520
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